Điều khiển tần số và công suất

Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 1 
ĐIỀU KHIỂN TẦN SỐ VÀ CÔNG SUẤT 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 2 
MỤC LỤC 
I. Đặt vấn đề ......................................................................................................................... 3 
1. Tại sao phải điều khiển tần số: ......................................................................................... 3 
a. Đối với hộ tiêu thụ: ...................................................................................................... 3 
b. Đối với hệ thống điện: ................................................................................................. 3 
2. Nguyên nhân của sự thay đổi tần số là do sự không cân bằng giữa sản xuất và tiêu thụ: 4 
3. Tự động điều chỉnh tần số của hệ thống điện: .................................................................. 4 
II. Điều chỉnh tần số sơ cấp .................................................................................................. 5 
1. Nguyên tắc điều khiển: ..................................................................................................... 5 
1.1 Một số khái niệm cơ bản: .......................................................................................... 5 
1.2 Điều chỉnh công suất máy phát: ................................................................................ 9 
1.3 Xét hệ thống điện cô lập: ......................................................................................... 10 
1.4 Xét hệ thống điện liên kết: ....................................................................................... 13 
2. Định nghĩa điều chỉnh tần số sơ cấp............................................................................... 14 
3. Dự trữ sơ cấp .................................................................................................................. 15 
4. Những yêu cầu về điều khiển sơ cấp: ............................................................................. 16 
a. Điều khiển sơ cấp là bắt buộc: ................................................................................... 16 
b. Điều khiển sơ cấp không thể hủy bỏ bởi giới hạn phụ tải: ........................................ 16 
c. Điều chỉnh sơ cấp càng nhanh cành tốt : ................................................................... 16 
d. Cần phải tránh dải chết và vùng lọc: ........................................................................ 16 
e. Điều khiển sơ cấp phải thực hiện ở từng tổ máy: ...................................................... 17 
III. Điều chỉnh tần số thứ cấp .............................................................................................. 17 
1. Khái niệm tự động điều chỉnh máy phát AGC, điều khiển tần số LFC: ........................ 17 
2. Điều khiển tần số thứ cấp trong hệ thống điện cô lập: ................................................... 18 
3. Điều khiển tần số thứ cấp trong hệ thống điện liên kết : ................................................ 19 
a. Khái niệm lỗi điều khiển khu vực (Area Control Error - ACE): ............................... 19 
b. Điều khiển tần số theo độ dốc đặc tính tần số đường dây liên kết: ........................... 20 
c. Các phương pháp điều khiển khác: ............................................................................ 21 
4. AGC khi có nhiều khu vực: ............................................................................................ 21 
IV. Điều chỉnh tần số có xét đến phân bổ kinh tế (EDC) ..................................................... 22 
V. Điều khiển tần số và công suất hệ thống điện Việt Nam ................................................. 24 
Quy định điều khiển tần số hệ thống điện Việt Nam ......................................................... 24 
Tự động điều khiển phát điện (AGC) ................................................................................. 26 
a. Nguyên tắc làm việc của hệ thống AGC .................................................................... 26 
b. Các trạng thái vận hành của AGC ............................................................................. 27 
c. Các chế độ làm việc của tổ máy trong AGC .............................................................. 28 
VI. Kết luận ........................................................................................................................ 31 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 3 
I. Đặt vấn đề 
Hệ thống điện bao gồm nhà máy điện, đường dây, trạm biến áp là một 
thể thống nhất. Chất lượng điện năng được đánh giá bởi hai thông số kỹ thuật là 
điện áp và tần số. Trong đó điện áp có tính chất cục bộ, tần số mang tính hệ 
thống hay nói cách khác là tần số có giá trị như nhau tại mỗi nút trong hệ thống 
điện. Độ lệch tần số ảnh hưởng đến hoạt động của tất cả các thiết bị trong hệ 
thống điện. 
Nước ta cũng như hầu hết các nước trên thế giới đều sử dụng dòng điện 
với tần số 50Hz, trừ Mỹ và một phần nước Nhật là sử dụng dòng điện tần số 
60Hz. 
1. Tại sao phải điều khiển tần số: 
a. Đối với hộ tiêu thụ: 
 Khi có sự thay đổi về tần số thì có thể gây ra một số hậu quả xấu vì: 
• Các thiết bị được thiết kế và tối ưu ở tần số định mức. Biến đổi tần số 
dẫn đến giảm năng suất làm việc của các thiết bị. 
• Làm giảm hiệu suất của thiết bị ví dụ như động cơ, thiết bị truyền 
động. 
• Ảnh hưởng đến chất lượng của quá trình sản xuất. 
b. Đối với hệ thống điện: 
• Biến đổi tần số ảnh hưởng đến hoạt động của các thiết bị tự dùng 
trong các nhà máy điện, có nghĩa là ảnh hưởng đến chính độ tin cậy 
cung cấp điện. Tần số suy giảm có thể dẫn đến ngừng một số bơm 
tuần hoàn trong nhà máy điện, tần số giảm nhiều có thể dẫn đến 
ngừng tổ máy. 
• Thiết bị được tối ưu hóa ở tần số 50 Hz, đặc biệt là các thiết bị có 
cuộn dây từ hóa như máy biến áp 
• Làm thay đổi trào lưu công suất trong hệ thống. Tần số giảm thường 
dẫn đến tăng tiêu thụ công suất phản kháng, đồng nghĩa với thay đổi 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 4 
trào lưu công suất tác dụng và tăng tổn thất trên các đường dây 
truyền tải. 
• Tính ổn định của khối tuabin máy phát. 
2. Nguyên nhân của sự thay đổi tần số là do sự không cân bằng giữa sản 
xuất và tiêu thụ: 
• Ngày trong tuần 
• Giờ trong ngày 
• Ảnh hưởng của thời tiết (nhiệt độ, độ ẩm, mây mưa v.v...) 
• Chính sách về giá theo giờ trong ngày. 
• Những biến cố đặc biệt ví dụ chương trình TV, v.v... 
• Những yếu tố ngẫu nhiên 
3. Tự động điều chỉnh tần số của hệ thống điện: 
Trước hết ta xét trường hợp đơn giản nhất: trong máy phát không có điều 
chỉnh: 
• Moment phát động của Turbine (Cm) tỷ lệ với tần số. 
• Moment cản (Ca) phụ thuộc vào phụ tải là một biến tỷ lệ nghịch. 
Đường đặc tính của phụ tải và máy phát là ngược nhau. 
Một chế độ xác lập ban đầu được xác định như sau: 
0-  
0 
Đặc tính tuabin 
Moment 
Tốc độ 
M
1 
M
0 
Đặc tính tải 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 5 
Hinh 1. Đặc tính điều chỉnh của máy phát và phụ tải 
Khi ấy nếu không có thao tác điều chỉnh thì một bước tăng của phụ tải sẽ 
chuyển điểm làm việc lên M1. 
Coi đường cong như tuyến tính quanh M0 ta có: 
Fo
F
Ca
Ca 
−=
Trong đó: là hệ số tự điều chỉnh của hệ thống. 
Vấn đề đặt ra trong trường hợp tự điều chỉnh là ∆F quá lớn để có thể 
không chấp nhận được do đó cần thiết phải có điều chỉnh sơ cấp. 
II. Điều chỉnh tần số sơ cấp 
Primary Frequency Control 
1. Nguyên tắc điều khiển: 
1.1 Một số khái niệm cơ bản: 
Để tìm hiểu các khái niệm cơ bản ta xét trường hợp đơn giản nhất là một 
máy phát cấp cho một phụ tải độc lập theo hình vẽ dưới đây: 
Hinh 2. Máy phát cung cấp cho tải cô lập 
Trong đó: 
Pm: Công suất cơ 
Pe: Công suất điện 
PL: Công suất tải 
a. Đáp ứng của máy phát khi có sự thay đổi của phụ tải 
Pe 
Hơi hoặc 
nước 
Valve/cửa 
Bộ điều tốc 
Governor 
Tuabin G 
Tải PL 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 6 
Khi có sự thay đổi phụ tải, công suất điện máy phát thay đổi gây ra sự 
chênh lệch giữa moment điện và moment cơ trên trục máy phát và kết quả là sự 
sai lệch về tốc độ, độ lệch này được xác định từ phương trình cân bằng công 
suất máy phát. 
Hinh 3. Sơ đồ khối hàm truyền mô tả mối quan hệ giữa moment, độ lệch 
công suất và tốc độ 
b. Đáp ứng của phụ tải đối với độ lệch tần số: 
Phụ tải của hệ thống điện có thể coi là tập hợp các thiết bị điện. Trong đó 
có những phụ tải hầu như không thay đổi công suất theo tần số như chiếu sáng, 
phát nhiệt và có những phụ tải với công suất mang đặc tính phụ thuộc vào tần 
số như động cơ, quạt, máy bơm v.v... Khi có thay đổi phụ tải ta có thể biểu diễn 
theo biểu thức sau: 
rLe DPP  + = 
Trong đó: 
LP = Thành phần tải thay đổi không phụ thuộc tần số 
rD  = Thành phần thay đổi của tải theo tần số 
D = Hằng số đặc tính tải theo tần số 
D là hệ số biểu diễn phần trăm tải thay đổi theo phần trăm tần số thay 
đổi. Thông thường giá trị của D là từ 12%. Nếu giá trị của D = 2 thì khi tần số 
thay đổi 1% tải thay đổi 2%. 
Hinh 4. 
  
Ms
1
DMs +
1
 r r 
 PL 
 Pm + + 
- 
 Pm 
 PL 
- 
D 
- 
- 
- 
Tm   
Hs2
1
Hs2
1
 r r 
 Te Pe 
 Pm + + 
- - 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 7 
c. Đặc tính bộ điều tốc: 
Có thể chia ra hai bộ điều tốc điển hình 
• Bộ điều tốc có đặc tính điều chỉnh không đổi: 
Hinh 5. Sơ đồ của bộ điều tốc đẳng tốc 
Hinh 6. Đặc tính điều chỉnh bộ điều tốc có tốc độ cố định 
- Luôn giữ được tần số cố định với mọi mức công suất phát. 
- Không dùng được khi có 2 máy phát trở lên. 
• Bộ điều tốc với đặc tính điều chỉnh có độ dốc: 
- Có thể sử dụng khi có hai tổ máy phát điện trở lên. 
- Điều chỉnh tốc độ (tần số) có độ lệch. 
Pe 
Hơi hoặc 
nước 
Valve/ cửa nước 
Tích phân 
Tuabin 
-K 
Tốc độ đặt 0 
- 
+ 
 Y 
r 
 r 
G 
 
Công suất ra hoặc vị trí 
Valve/cửa nước (pu) 
P2 P1 
f hoặc n 
(Pu) 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 8 
Hinh 7. Sơ đồ bộ điều tốc turbine có đặc tính điều chỉnh dốc 
Hinh 8. Sơ đồ khối rút gọn của bộ điều tốc tuabin 
Hinh 9. Đặc tính điều chỉnh tĩnh của bộ điều tốc hoạt động với độ dốc 
Trong đó 
R: Được xác định bằng tỷ số giữa độ lệch tần số và độ lệch công suất 
phát ra, nó đặc trưng cho việc điều chỉnh tốc độ có độ trượt. R được xác định 
theo biểu thức sau: 
100
____
__tan___
(%) =
racongsuatdoithayPhantram
tocdohaysodoithayPhantram
R 
Pe 
 Y 
Hơi hoặc 
nước 
Valve/cửa 
nước 
Tốc độ đặt 0 Tích phân -K 
Tuabin 
R 

G 

G 
G 
∆r 
+ - 
- 
Dr Y 
R
1
− 
GsT+1
1
KR
TG
1
= 
Công suất ra hoặc vị trí 
Valve/cửa nước (pu) 
NL 
 f=  0=f0 
FL 
 P 
f hoặc n 
(Pu) 
1.0 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 9 
 100
0
−
=

 FLNLR 
NL: Tốc độ xác lập không tải 
FL: Tốc độ xác lập đầy tải 
0: Tốc độ định mức 
• Ý nghĩa của giá trị R: 
- Thường được lấy trong khoảng 2  8 % theo kinh nghiệm 
- Hệ thống điện Phần Lan lấy bằng 6% 
- Việc xác định giá trị R xuất phát từ dự phòng quay, công suất 
đỉnh 
- Giá trị này được thay đổi theo hàng năm 
d. Vận hành máy phát song song 
Máy phát vận hành song song trong hệ thống điện với cùng 1 giá trị R: 
• Cùng tham gia điều chỉnh 
• Điều chỉnh theo khả năng của từng tổ máy. 
Hinh 10. Đặc tính độ dốc tần số 
1.2 Điều chỉnh công suất máy phát: 
• Mối quan hệ giữa tốc độ và phụ tải có thể điều chỉnh được nhờ đưa 
thêm điểm đặt phụ tải. 
Công suất ra Công suất ra 
f0 
f1 
 f 
 P2 
 P1 
f (Hz) 
Tổ máy 2 
Tổ máy 1 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 10 
• Tác động điều chỉnh cho ta một họ các đường đặc tính điều chỉnh 
song song nhau. 
• Việc điều chỉnh tần số được thực hiện bằng cách di chuyển lên hoặc 
xuống đặc tính điều chỉnh. 
Hinh 11. Tác động của việc thay đổi đặc tính điều chỉnh 
1.3 Xét hệ thống điện cô lập: 
Chúng ta xem xét phản ứng của hệ thống điện độc lập khi có sự thay đổi 
phụ tải với tác động của bộ điều tốc tuabin. 
Hình 12 biểu diễn sơ đồ khối đơn giản hóa biểu diễn hàm truyền phản 
ánh mối quan hệ giữa sự thay đổi của phụ tải và tần số có xem xét đến đặc tính 
tần số của hệ thống điện và điều chỉnh tốc độ, công suất sơ cấp của tuabin. 
Pe 
 Y 
Hơi hoặc 
nước 
Valve/cửa 
Tốc độ đặt 0 
Tích phân -K 
Tuabin 
R 

G 

G 
G 
∆r 
+ 
 
Điểm đặt tải 
f(Hz) f(Hz) 
100 % 50 % 100 % 50 % 
Thay đổi độ dốc Thay đổi điểm đặt 
50 
53 
50 
47 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 11 
Hinh 12. Sơ đồ khối hàm truyền quan hệ thay đổi tải với tần số 
G: Hàm truyền mô tả phản ứng của hệ thống điện 
DMs +
1
H: Hàm truyền mô tả bộ điều tốc và điều khiển công suất cơ. 
Mục đích của việc mô phỏng HT dưới dạng hàm truyền là nhằm tính 
toán đáp ứng theo thời gian của độ lệch tần số khi có bước thay đổi phụ tải ∆L 
trên máy tính số hoặc máy tính tương tự. 
Từ mô tả trên ta có độ lệch tần số ở chế độ xác lập tức là giá trị của hàm 
truyền được xác định với s = 0: 
0
1
=
+
−
 = s
R
GH
G
Lf 
D
R
L
f
+
 −
= 
1
 L 
- 
 f 
R
1
G H   
- 
+ 
 L 
 f H 
R
H
 
R
GH
G
+
−
1
 L f 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 12 
Trong trường hợp HT điện có nhiều tổ máy với bộ điều tốc độc lập ta có 
độ lệch tần số xác lập khi có sự thay đổi phụ tải L : 
D
RRR
L
f
n
+++
 −
= 
1
.....
11
21
hoặc: 
D
R
L
f
eq
+
 −
= 
1
Trong đó: 
eqR : là hệ số điều chỉnh của bộ điều tốc qui đổi cho cả HT điện khu vực. 
n
eq
RRR
R
1
....
11
1
21
+++
= 
Đại lượng 
1
1
−
+= D
Req
 được gọi là đặc tính đáp ứng tần số tổng hợp 
của hệ thống điện bao gồm cả đặc tính điều chỉnh công suất cơ tuabin và phụ 
tải. 
Hinh 13. Đáp ứng tần số tổng hợp của hệ thống điện 
 PL 
 PG PD 
P
f R
G = −
1
P
f
DD = 
 P
R
fG = −
1
DPL = DDf 
 L 
G 
f0 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 13 
1.4 Xét hệ thống điện liên kết: 
Xuất phát từ khái niệm điều khiển sơ cấp, ta thấy điều khiển sơ cấp trong 
hệ thống điện liên kết không có sai khác đáng kể so với điều khiển sơ cấp trong 
hệ thống điện độc lập, việc điều khiển chủ yếu dựa trên đặc tính của các bộ 
điều tốc tuabin. 
Xét hai hệ thống điện kết nối với nhau và trong mỗi hệ thống đều có thiết 
bị điều khiển công suất tuabin. Giả thiết công suất tải trong hệ thống điện 1 
tăng lên một lượng là ∆PL1, độ lệch tần số trong chế độ xá ...  các tổ máy trong hệ thống điện Việt Nam có đặc tính điều chỉnh 
được đặt với độ dốc 4%. Việc đặt cùng độ dốc này như đã phân tích ở trên 
nhằm phân bố công suất phụ tải cho các tổ máy theo khả năng phát của các tổ 
máy đó. 
"Quy trình Xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia" quy định điều chỉnh tần 
số sơ cấp và thứ cấp như sau: 
Điều chỉnh tần số sơ cấp là quá trình điều chỉnh tức thời được thực hiện bởi 
số lượng lớn các tổ máy có bộ phận điều chỉnh công suất tua bin theo sự biến 
đổi của tần số. 
Điều chỉnh tần số thứ cấp là quá trình điều chỉnh tự động tiếp theo của điều 
chỉnh tần số sơ cấp thực hiện bởi một số các tổ máy phát được quy định cụ 
thể nhằm đưa tần số trở lại giá trị danh định. 
Điều chỉnh tần số HT điện quốc gia được chia thành ba cấp: 
1. Điều chỉnh tần số cấp I là điều chỉnh của bộ điều chỉnh công suất của các tổ 
máy phát điện đã được quy định trước nhằm duy trì tần số HTĐ ở mức 
50 0,2Hz; 
2. Điều chỉnh tần số cấp II là điều chỉnh của bộ điều chỉnh công suất của các 
tổ máy phát điện đã được quy định trước nhằm đưa tần số HTĐ về giới hạn 
50 0,5 Hz; 
3. Điều chỉnh tần số cấp III là điều chỉnh bằng sự can thiệp của KSĐH HTĐ để 
đưa tần số HTĐ vận hành ổn định theo quy định hiện hành và đảm bảo phân 
bổ kinh tế công suất phát các NMĐ. 
Theo qui định điều chỉnh tần số thì các tổ máy làm nhiệm vụ điều tần cấp 
I phải điều chỉnh công suất phát để giữ tần số nằm trong phạm vi 50 0.2 Hz. 
Các tổ máy không có nhiệm vụ điều chỉnh tần số thì được phát theo mức tải 
nền với vùng điều chỉnh của bộ điều chỉnh tần số là 50 0.5 Hz. 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 25 
PHỤ LỤC 1: SƠ ĐỒ PHÂN CẤP ĐIỀU CHỈNH TẦN SỐ HỆ THỐNG ĐIỆN
Vùng 
tần 
số 
dao
động 
cho 
phép
Vùng điều chỉnh của nhà 
máy điều tần cấp 1
Vùng điều chỉnh của nhà 
máy điều tần cấp 1
Tác động của Kỹ sư điều 
hành HTĐ QG
Vùng điều chỉnh của nhà 
máy điều tần cấp 2
Tự khởi động theo tần số
Tự động sa thải phụ tải theo 
tần số
Tác động của Kỹ sư điều 
hành HTĐ QG
Vùng điều chỉnh của nhà 
máy điều tần cấp 2
5049.849.54948.5 50.5 5150.2
5049.849.549 50.5 5150.248.5
Tự động 
cắt tổ máy
Trong hệ thống chỉ có nhà máy thuỷ điện Hoà Bình là có trang bị bộ điều 
khiển công suất theo nhóm, nhằm phân bố đều công suất cho các tổ máy đang 
vận hành khi điều chỉnh tần số hệ thống. Tuy nhiên do vùng chết của dải điều 
chỉnh tần số của các tổ máy mà đặc tính tần số hiện tại của hệ thống không phải 
luôn luôn nằm trong phạm vi 50 0.2Hz. 
Khi tần số giảm xuống dưới 49.5 Hz mà đã hết khả năng điều chỉnh của 
các nhà máy điện điều tần cấp I và II, KSĐH HTĐ QG phải ra lệnh khởi động 
thêm các tổ máy đang ở trạng thái dự phòng kể cả của khách hàng. Việc lựa 
chọn tổ máy huy động phải xét đến khả năng đáp ứng nhanh của tổ máy và tính 
tối ưu khai thác nguồn trong HT điện. 
Trong trường hợp tần số vẫn tiếp tục giảm, đe dọa đến dộ hoạt động ổn 
định của HT điện quốc gia sẽ phải tiến hành sa thải phụ tải theo quy định. 
Khi tần số giảm xuống dưới 49 Hz (truờng hợp sự cố) thì hệ thống tự 
động chống sự cố, hệ thống sa thải phụ tải (F81) sẽ tiến hành 6 đợt cắt tuỳ theo 
độ tụt và tốc độ tụt tần số nhằm đưa tần số hệ thống trở về 50Hz. 
 Ngược lại, trong trường hợp tần số hệ thống lớn hơn 50,5 Hz ĐĐQG 
có quyền ra lệnh ngừng dự phòng một số tổ máy, sau khi xét đến an toàn của hệ 
thống, tính kinh tế, điều kiện kỹ thuật và khả năng huy động lại. 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 26 
Tự động điều khiển phát điện (AGC) 
Theo thiết kế dự án SCADA/EMS của Trung tâm Điều độ HT điện quốc 
gia giai đoạn 2, các nhà máy thuỷ điện Hoà Bình, Trị An, và Ialy. Tuy nhiên do 
tại nhà máy Ialy chưa đấu nối thiết bị đầu cuối (RTU) nên hiện chỉ có các tổ 
máy của nhà máy thủy điện Hoà Bình và Trị An do chức năng AGC điều khiển. 
Hinh 17. Sơ đồ hệ thống AGC cho HT điện Việt Nam 
a. Nguyên tắc làm việc của hệ thống AGC 
Tín hiệu vào của hệ thống AGC bao gồm: 
Khu vực điều 
khiển khác 
Khu vực điều 
khiển khác 
Tổ máy AGC 
không điều khiển 
Tổ máy do AGC 
điều khiển KHU VỰC 
ĐIỀU KHIỂN 
Trào 
lưu 
liên 
kết 
Độ 
lệch 
tần 
số 
Độ 
lệch 
thời 
gian 
Tính toán 
ACE và SACE 
Trường hợp khẩn cấp? 
(SACE vượt quá giới hạn) 
Tính toán 
MW đặt 
or 
 
LFC 
 
+ 
− 
2 giây 1 lần 
Phát 
xung 
tăng 
giảm 
No Yes 
Tính toán điểm 
làm việc cơ bản, 
hệ số tham gia 
điều khiển cho 
các nhà máy 
trong AGC 
Kế hoạch phát 
điện cho tất cả 
các tổ máy 
Cập nhật 
5 phút 
1 lần 
ED 
Đường dây 
liên kết 
Đường dây 
liên kết 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 27 
• Trào lưu công suất trên mạch liên kết. 
• Độ lệch tần số của hệ thống. 
• Độ lệch thời gian. 
Từ các tín hiệu đầu vào ở trên chức năng AGC sẽ tính toán xác định lỗi 
điều khiển khu vực ACE, sau đó căn cứ vào hệ số tham gia điều khiển của các 
tổ máy trong AGC để phát xung tăng/giảm đến các tổ máy tương ứng. Khi lỗi 
điều khiển khu vực ACE về không hoặc đổi dấu thì AGC sẽ phát xung điều 
khiển các tổ máy trở về điểm làm việc cơ bản do chức năng vận hành kinh tế 
đưa ra. Chức năng tính toán vận hành kinh tế cũng được thực hiện trong thời 
gian thực với chu kỳ thường là 5 phút/lần. 
b. Các trạng thái vận hành của AGC 
ON = AGC đang hoạt động bình thường. 
TOUT = AGC đang bị time out do một trong các nguyên nhân sau: 
• ACE được tính theo phương pháp cố định công suất trao đổi giữa các 
khu vực hoặc tie line bias, và tất cả các nguồn đo xa MW của tối 
thiểu một đường dây liên kết bị phát hiện là đang đo xa bị lỗi hoặc 
dừng không quét dữ liệu. 
• ACE được tính toán theo phương pháp giữ tần số không đổi (CF), 
hoặc giữ tần số không đổi có hiệu chỉnh thời gian hoặc Tie line bias, 
và độ lệch tần số đo được bị phát hiện là đang đo xa bị lỗi hoặc dừng 
không quét dữ liệu, nhập vào bằng tay hoặc vượt quá ngưỡng cảnh 
báo của AGC. 
• ACE được tính toán theo phương pháp Tie line Bias hoặc giữ tần số 
không đổi với phương pháp hiệu chỉnh thời gian và thời gian đo được 
đang bị lỗi hoặc dừng không quét dữ liệu, nhập vào bằng tay. 
• Không có tổ máy nào đang được điều khiển, có nghĩa là không có tổ 
máy nào vận hành BASELOAD, RAMP, BASELOAD và 
REGULATING, SCHEDULE, ECONOMIC hoặc AUTOMATIC. 
• Có tổ máy đang vận hành ở phương thức BASELOAD và 
REGULATING, nhưng không có tổ máy nào vận hành ở phương 
thức AUTOMATIC. 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 28 
• ACE ở phương thức điều khiển Pool và dữ liệu bị phát hiện là đang 
đo xa hoặc dừng không quét dữ liệu. 
SUSP = AGC bị dừng, nhưng vẫn thực hiện chức năng giám sát điều khiển 
nguồn. 
Phương pháp tính toán lỗi điều khiển khu vực (ACE) - 
Phương pháp tính toán ACE xác định cách tính toán lỗi điều khiển khu 
vực (ACE). Có 6 phương pháp tính toán lỗi điều khiển khu vực: 
• Giữ tần số không đổi (CF) = AGC điều khiển máy phát để giữ tần số 
không đổi ở giá trị mong muốn. 
• Giữ công suất trao đổi không đổi (CNI) = AGC điều khiển phát điện 
để giữ công suất trao đổi giữa các khu vực ở giá trị định trước. 
• Tie line Bias (TLB) = Phương pháp này là kết hợp hai phương pháp 
ở trên. Đối với phương pháp này, AGC điều khiển phát điện để duy 
trì cả công suất trao đổi giữa các khu vực và tần số hệ thống ở giá trị 
định trước. 
• Tie line Tie bias (TLTB) = phương pháp này kết hợp phương pháp 
Tie line Bias và hiệu chỉnh thời gian. AGC điều khiển để duy trì công 
suất trao đổi, tần số hệ thống và thời gian hệ thống ở giá trị định 
trước. 
• Giữ tần số không đổi với hiệu chỉnh thời gian (CFT) = AGC điều 
khiển phát điện để giữ tần số ở giá trị định trước và thời gian ở giá trị 
định trước. 
• Sản xuất điện không đổi (CPP) = AGC điều khiển phát điện để giữ 
giá sản xuất điện của khu vực ở một giá trị định trước. 
c. Các chế độ làm việc của tổ máy trong AGC 
Các phương thức vận hành dưới đây chỉ ra trạng thái điều khiển của từng 
tổ máy phát có thể điều khiển: 
• UNAV (UNAVAILABLE) - ở phương thức này, tổ máy đang dừng 
không thể vận hành được. Tổ máy không thể điều khiển bằng AGC 
được. Chỉ có nhân viên vận hành tổ máy có thể chuyển tổ máy từ 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 29 
phương thức này sang phương thức AVAL và chỉ có nhân viên vận 
hành mới có thể chuyển tổ máy từ phương thức UNAV sang phương 
thức AVAL. 
• AVAL (AVAILBLE) - ở phương thức này, tổ máy đang off -line, có 
nghĩa là các máy cắt nối máy phát vào lưới điện mở, hoặc công suất 
phát ra của tổ máy thấp hơn ngưỡng tối thiểu có thể thay đổi do 
người lập trình /kỹ sư nhưng khi cần cũng có thể chọn on -line. 
• MANL (MANUAL) - ở phương thức này, tổ máy phát on -line 
nhưng không do AGC điều khiển. Tổ máy phát do AGC tự động 
chuyển vào phương thức vận hành này do một trong các điều kiện 
sau: 
- Khi tổ máy đang ở phương thức AVAL và phát ra công suất 
vượt qua ngưỡng sai lệch tối thiểu. 
- Khi phát hiện ta tổ máy không đáp ứng theo lệnh điều khiển, có 
nghĩa là tổ máy không bám theo điều khiển. 
- Khi AGC ở trạng thái dừng hoạt động lâu hơn một thời gian có 
thể thay đổi bởi người lập trình/kỹ sư và sau đó lại đưa vài trạng 
thái vận hành ON. 
- Khi AGC điều khiển tổ máy phát đo được đang ở trạng thái đo 
xa lỗi, ngừng quét dữ liệu hoặc nhập giá trị bằng tay. 
- Khi trạng thái điều khiển tổ máy thay đổi từ REMOTE sang 
LOCAL. 
• MAND (MANUAL-DISPATCH) - ở phương thức này, tổ máy phát 
on -line, nhưng không do AGC điều khiển, điểm vận hành cơ sở do 
chức năng vận hành kinh tế (ED) đưa ra. 
• AUTO (AUTOMATIC) - ở phương thức này, tổ máy do AGC điều 
khiển với mức tải dựa trên điểm cơ sở vận hành kinh tế và hệ số tham 
gia vận hành kinh tế do chức năng vận hành kinh tế đưa ra, và tham 
gia vào việc điều chỉnh lỗi điều khiển khu vực theo hệ số điều khiển. 
• BASE (BASELOAD) - ở phương thức này, tổ máy được điều khiển ở 
điểm vận hành do người vận hành nhập và chuyển đến điểm cơ sở 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 30 
với tốc độ lớn nhất. Tổ máy lúc này do AGC điều khiển nhưng không 
tham gia vào điều khiển lỗi điều khiển khu vực. 
• BREG (BASELOAD AND REGULATING) - ở phương thức này, 
Tổ máy vận hành giống như phương thức vận hành BASE ngoài ra 
nó còn tham gia vào việc điều chỉnh lỗi điều khiển khu vực theo hệ 
số tham gia trong giới hạn phạm vi điều chỉnh do người vận hành 
nhập vào. Khi ACE được giảm về không, AGC chuyển tổ máy trở về 
điểm vận hành cơ bản. 
• RAMP (RAMP) - ở phương thức này, Tổ máy sẽ do AGC điều khiển 
chuyển đến điểm vận hành cơ bản do người vận hành nhập dựa trên 
cơ sở thời gian bắt đầu thay đổi, tốc độ thay đổi, và chế độ phát đích. 
Khi đồng hồ thời gian bằng với thời gian bắt đầu thay đổi công suất 
định trước, AGC sẽ thay đổi chế độ phát đến mức mong muốn ở tốc 
độ thay đổi do người vận hành xác định. Khi máy phát cần điều chỉnh 
đạt đến mức yêu cầu, AGC sẽ tự động chuyển tổ máy sang phương 
thức BASE. 
• PUMP (PUMP) - Phương thức điều khiển này chỉ áp dụng cho tổ 
máy thuỷ điện. Khi tổ máy phát ở phương thức điều khiển khác 
(ngoại trừ UNAV) sẽ tự động chuyển sang phương thức PUMP khi 
công suất phát thực tế nhỏ hơn ngưỡng âm. Phương thức điều khiển 
của tổ máy sẽ tự động chuyển từ phương thức PUMP sang MANL 
khi công suất phát thực tế vượt quá ngưỡng tối thiểu on -line. Tổ máy 
ở phương thức điều khiển này nhận công suất từ hệ thống và không 
do AGC điều khiển. 
• ECON (ECONOMIC) - ở phương thức này, AGC điều khiển công 
suất phát ra của tổ máy ở điểm vận hành kinh tế cơ sở. Điểm vận 
hành kinh tế cơ sở này do chức năng vận hành kinh tế tính ra và được 
dùng nếu tổ máy ở phương thức vận hành Local, hoặc điểm cơ sở 
nhận được từ trung tâm điều khiển khác nếu AGC ở phương thức 
Pool. AGC giới hạn công suất ra của tổ máy ở trong dải giới hạn điều 
chỉnh. Người vận hành hệ thống có thể chuyển tổ máy On -line sang 
phương thức vận hành này nếu xác định vận hành ở mức này. 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 31 
• SCHEDULE (SCHD) - ở phương thức này, AGC điều khiển công 
suất ra của tổ máy đến điểm vận hành cơ sở định trước như cung cấp 
trong kế hoạch vận hành. 
• SCHEDULE AND REGULATING (SREG) - ở phương thức này, tổ 
máy phát vận hành ở cùng mức với phương thức SCHD trừ phân bố 
điều chỉnh lỗi điều khiển khu vực theo hệ số điều chỉnh. AGC điều 
khiển công suất ra của tổ máy đến điểm cơ bản định trước như cung 
cấp trong kế hoạch vận hành hiện thời. 
• TEST (TEST) - ở phương thức vận hành này, người vận hành có thể 
định nghĩa lệnh thử điều khiển và khoảng thử. Đối với tổ máy điều 
khiển theo kiểu setpoint, lệnh thử điều khiển sẽ là MW setpoint. Đối 
với tổ máy điều khiển xung, lệnh thử sẽ là chiều dài xung có dấu, có 
nghĩa là, dương để tăng công suất và âm để giảm công suất. Khoảng 
thử nghiệm là số chu kỳ AGC mà trong quá trình thử nghiệm lệnh 
điều khiển thử nghiệm được gửi đến bộ phận điều khiển tổ máy. Nếu 
phần điều khiển tách khỏi tổ máy, người vận hành có thể thử thông 
mạch điều khiển cho từng tổ máy bằng cách dùng phương thức 
TEST. 
VI. Kết luận 
Qua phân tích trên ta thấy trong HT điện hiện đại có thể chia ra làm 3 
cấp điều chỉnh tần số khác nhau, trong đó cấp đầu tiên và nhanh nhất được thực 
hiện ngay tại từng tổ máy mà chủ yếu dựa trên đặc tính của các bộ điều tốc. 
Tuy nhiên cấp điều chỉnh này mang tính cục bộ không xét đến tổng thể hệ 
thống. Cấp thứ hai là tự động điều chỉnh máy phát (AGC) nhằm phân bổ lại 
công suất của các máy phát đáp ứng yêu cầu về điều khiển theo độ lệch tần số 
hoặc theo độ lệch công suất đường dây liên kết và ACE nhưng chưa xét đến 
tính kinh tế. Cấp thứ ba là tự động điều chỉnh máy phát có xét đến tính kinh tế 
và trào lưu công suất trên đường dây liên kết. Cùng với việc phát triển của kỹ 
thuật máy tính và công nghệ thông tin, người ta sử dụng máy tính riêng để tính 
toán phân bổ lại công suất phát của các tổ máy sao cho chi phí sản xuất là nhỏ 
nhất, trong khi đó có xét đến cả ảnh hưởng của tổn thất một cách gần đúng 
ngoài ra còn xét đến ràng buộc của lưới qua module tính tối ưu trào lưu công 
suất (ELD-Economic Load Dispatch). 
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009 
 Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia 32 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
1. GS - TS Lã Văn Út 
Phân tích và điều khiển các chế độ của hệ thống điện hợp nhất (Bài giảng 
chuyên đề nâng cao cho các kỹ sư vận hành đường dây 500 kV), Ha Noi 1993. 
2. P. KUNDUR 
Power System stability and control, McGraw-Hill, Inc. 
3. EDF 
Load Frequency control lecture. 
4. Paul De Mello 
Power & Frequency Control lecture in Australia, Power Technology Inc., 
USA. 
5. Egil Eriksson 
Frequency Control and Reserves, IVO Energy, Finland. 
+ 
Đặc tính 
tuabin 
 PL 
+ 
Đặc tính 
tuabin