Tiêu chuẩn quốc gia TCVN 14499-3-1:2025 (IEC/TS 62933-3-1:2018) về Hệ thống lưu trữ điện năng - Phần 3-1: Hoạch định và đánh giá tính năng của hệ thống lưu trữ điện năng - Quy định kỹ thuật chung

Tóm tắt

Tóm tắt mang tính tham khảo.

Tiêu chuẩn quốc gia TCVN 14499-3-1:2025 (hoàn toàn tương đương với tiêu chuẩn quốc tế IEC/TS 62933-3-1:2018 ) quy định về "Hệ thống lưu trữ điện năng - Phần 3-1: Hoạch định và đánh giá tính năng của hệ thống lưu trữ điện năng - Quy định kỹ thuật chung". Tiêu chuẩn này thiết lập các nguyên tắc thiết kế, xác định quy mô, hoạch định các tham số kỹ thuật và đưa ra quy trình đánh giá tính năng toàn diện cho hệ thống lưu trữ điện năng (EES) kết nối lưới điện. Phạm vi và đối tượng áp dụng Tiêu chuẩn này áp dụng đối với các tổ chức, cá nhân tham gia vào quá trình thiết kế, chế tạo, lắp đặt, vận hành, thử nghiệm và đánh giá tính năng của các hệ thống lưu trữ điện năng (EES). Đối tượng điều chỉnh trực tiếp bao gồm các nhà cung cấp hệ thống EES, chủ sở hữu hoặc người vận hành hệ thống, các đơn vị vận hành lưới điện truyền tải và phân phối, cùng các cơ quan quản lý kỹ thuật chuyên ngành liên quan. 1. Thiết kế hệ thống EES và các yêu cầu về môi trường Quá trình thiết kế hệ thống EES bắt buộc phải xem xét toàn diện các yếu tố môi trường điện và phi điện tại điểm đấu nối chung (POC): Tham số và yêu cầu của lưới điện: Nhà thiết kế phải xác định rõ các thông số tại POC chính bao gồm điện áp danh nghĩa, điện áp cao nhất của các thành phần, biến động điện áp tạm thời, tần số danh nghĩa, biến động tần số liên tục và tạm thời, dòng ngắn mạch và thời gian duy trì, cùng phương thức kết nối trung tính. Nối đất bảo vệ và tương thích điện từ (EMC): Hệ thống phải tuân thủ tiêu chuẩn nối đất bảo vệ theo chuỗi tiêu chuẩn IEC 60364 và các quy định địa phương. Nhà cung cấp phải công bố rõ mức độ phát xạ sóng hài, nhiễu điện áp tại POC và đảm bảo khả năng miễn nhiễm của hệ thống EES đối với các tác động điện từ có hại từ môi trường xung quanh (đặc biệt là trong môi trường trạm biến áp theo tiêu chuẩn IEC 61000-6-5). Điều kiện vận hành phi điện: Thiết kế phải thích ứng với các điều kiện tự nhiên khắc nghiệt tại địa điểm lắp đặt như độ cao so với mực nước biển, độ ẩm, khả năng chống động đất (theo tiêu chuẩn IEC 60068-3-3), nhiệt độ môi trường, bức xạ mặt trời, bảo vệ chống bụi, môi trường ăn mòn, ngập lụt và sức gió. 2. Nguyên tắc xác định quy mô hệ thống EES Việc xác định quy mô hệ thống EES dựa trên việc phân tích chu kỳ làm việc và thời gian phục hồi tối thiểu hoặc tối đa giữa các chu kỳ tại POC chính: Thông số chu kỳ làm việc: Phải xác định rõ thời gian chu kỳ, tần suất dự kiến (số lần mỗi ngày/tuần/năm), mô hình yêu cầu của công suất tác dụng và công suất phản kháng tại POC chính (bao gồm cả dải sai số cho phép và tốc độ thay đổi công suất). Chu kỳ phục hồi: Xác định thời gian tối thiểu và tối đa để đưa hệ thống về trạng thái sẵn sàng, phạm vi công suất đầu vào hoặc đầu ra cho phép, tốc độ tăng giảm công suất tối đa và hệ số công suất yêu cầu tại POC chính. Các đặc tính chu kỳ cần xác định: Thời gian đáp ứng, thời gian tổng thể, dung lượng năng lượng ban đầu và cuối chu kỳ, giá trị cực đại của công suất tác dụng/phản kháng đầu vào và đầu ra, năng lượng đầu ra hoặc đầu vào từng phần cực đại. 3. Các tham số điện chính của hệ thống EES Tiêu chuẩn quy định chi tiết các tham số điện cốt lõi cần được duy trì ổn định trong suốt tuổi thọ vận hành của hệ thống: Công suất đầu vào và đầu ra: Công suất tác dụng danh định đầu vào (sạc) và đầu ra (xả) phải được xác định tại POC chính và duy trì cho đến khi kết thúc tuổi thọ thiết bị. Dung lượng năng lượng danh định: Được xác định bằng tích số của công suất tác dụng danh định đầu ra với khoảng thời gian tối thiểu mà hệ thống có thể cung cấp liên tục công suất đó từ trạng thái sạc đầy đến khi đạt điều kiện kết thúc xả (đo tại POC chính tại thời điểm kết thúc tuổi thọ thiết bị). Hiệu suất chu kỳ và tiêu thụ phụ trợ: Hiệu suất năng lượng chu trình phải tính đến lượng năng lượng tiêu thụ bởi hệ thống phụ trợ, hệ thống điều khiển, tổn thất tự xả và tổn thất bên trong. Giá trị kết thúc tuổi thọ vận hành (EOL): Hệ thống EES được coi là kết thúc tuổi thọ khi không còn đáp ứng các giá trị EOL quy định (ví dụ: dung lượng thực tế thấp hơn giới hạn EOL, công suất sạc/xả suy giảm, hiệu suất chu kỳ giảm sâu, hoặc thời gian đáp ứng bị chậm trễ). 4. Tính năng chức năng và các trạng thái vận hành của hệ thống Hệ thống EES kết nối lưới phải được tích hợp các chức năng điều khiển linh hoạt để hỗ trợ vận hành hệ thống điện an toàn: Các ứng dụng điển hình: Chia làm 3 nhóm chính gồm Nhóm A (ứng dụng ngắn hạn: điều khiển tần số, giảm biến động công suất, điều chỉnh điện áp); Nhóm B (ứng dụng dài hạn: giảm phụ tải giờ cao điểm/cắt đỉnh); Nhóm C (cung cấp điện dự phòng hoặc khởi động đen khi mất điện diện rộng). Hỗ trợ tần số lưới: Hệ thống EES tự động kích hoạt đáp ứng công suất tác dụng theo độ dốc lập trình được khi có sai lệch tần số vượt ngưỡng băng thông chết (đặc tính P(f)). Điều khiển cô lập và khởi động đen: Khả năng hình thành lưới độc lập, hỗ trợ điện áp và tần số cho mạng lưới cục bộ khi tách lưới hoặc phục hồi hệ thống sau sự cố. Các chế độ điều khiển công suất hỗ trợ điện áp lưới: Bao gồm điều khiển giá trị không đổi (Q không đổi, cosφ không đổi); điều khiển liên quan đến điện áp (Q(U), cosφ(U)); điều khiển liên quan đến công suất tác dụng (Q(P), cosφ(P)); và giảm công suất tác dụng liên quan đến điện áp để tránh ngắt kết nối do quá hoặc kém áp. 5. Giao diện truyền thông và mô hình thông tin Để đảm bảo khả năng tương tác và tích hợp vào lưới điện thông minh (Smart Grid), hệ thống EES phải xây dựng mô hình thông tin chuẩn hóa: Mô hình thông tin trao đổi: Phải bao gồm các loại bản tin về đặc tính hệ thống, trạng thái vận hành, các phép đo lường tại POC chính (U, I, P, Q, f, cosφ, THD), giới hạn hoạt động, dự báo công suất, trạng thái kết nối hoặc ngắt kết nối và chẩn đoán lỗi hoặc an toàn. Phân loại đo lường và giám sát: Chia làm 3 danh mục từ Danh mục I (không liên quan đến hoạt động mạng lưới, không yêu cầu giám sát đặc biệt) đến Danh mục III (ảnh hưởng lớn đến mạng lưới, yêu cầu giám sát trực tuyến thời gian thực và tích hợp vào thuật toán điều độ của điều độ viên). Giao thức truyền thông chuẩn hóa: Khuyến nghị sử dụng các tiêu chuẩn quốc tế như IEC 60870-5-101/104, IEC 61850, hoặc IEEE Std 1815 (DNP3). 6. Đánh giá tính năng của hệ thống EES Quy trình đánh giá tính năng hệ thống EES được thực hiện nghiêm ngặt qua các giai đoạn: Thử nghiệm chấp nhận tại nhà máy (FAT): Thực hiện đối với các hệ thống con được lắp ráp trước tại nhà máy nhằm xác nhận sự phù hợp với quy định kỹ thuật trước khi vận chuyển đến công trường. Quy trình và tiêu chí chấp nhận FAT phải được thỏa thuận trước giữa nhà cung cấp và chủ sở hữu dựa trên tiêu chuẩn IEC 62933-2-1. Lắp đặt và đưa vào vận hành: Đảm bảo an toàn trong vận chuyển, lưu kho và lắp ráp hiện trường (kiểm tra móng, tiếp đất, đo điện trở cách điện, kiểm tra hệ thống phòng cháy chữa cháy và thiết bị thông gió phát hiện khí độc/bụi mịn từ pin). Đo đạc các tham số tính năng ban đầu (dung lượng sạc/xả, công suất danh định nối lưới và không nối lưới, độ tự xả, thời gian đáp ứng từ trạng thái chờ sang khởi động, thời gian chuyển đổi sạc/xả). Tính năng cách điện: Đo điện trở cách điện giữa các phần mang điện với hệ thống nối đất theo điện áp vận hành lớn nhất và thử nghiệm độ bền điện môi ở nhiệt độ làm việc thực tế. Thử nghiệm chấp nhận tại hiện trường (SAT): Xác nhận tính năng của toàn bộ hệ thống EES sau khi hoàn thành lắp đặt tại thực địa. Đối với các hệ thống quy mô lớn hoặc bị hạn chế bởi môi trường hiện trường, một số hạng mục SAT có thể được thay thế bằng kết quả FAT của hệ thống con kết hợp với các phân tích kỹ thuật chuyên sâu. Mọi kết quả thử nghiệm phải được lập hồ sơ và lưu trữ đầy đủ. Giai đoạn giám sát tính năng vận hành: Trong suốt quá trình vận hành thương mại, các tham số tính năng của hệ thống EES phải được đo lường và đánh giá định kỳ để theo dõi mức độ suy giảm công suất, dung lượng và hiệu suất do lão hóa. Tiêu chuẩn quy định tần suất lấy mẫu và thời gian lưu trữ dữ liệu tối thiểu cho từng hệ thống con (hệ thống tích trữ, hệ thống chuyển đổi năng lượng, hệ thống đấu nối, hệ thống phụ trợ và hệ thống điều khiển). 7. Các ứng dụng thực tế và yếu tố lắp đặt (Phụ lục A và Phụ lục B) Tiêu chuẩn cung cấp các mô hình chu kỳ làm việc mẫu cho các ứng dụng thực tế: Điều khiển tần số sơ cấp, thứ cấp và động: Đưa ra các kịch bản vận hành chi tiết (ví dụ: cung cấp công suất danh định ngắn hạn trong 30 giây mỗi 30 phút đối với tần số sơ cấp; hoặc cung cấp liên tục trong 20 phút đối với tần số thứ cấp). Tích hợp năng lượng tái tạo: Ứng dụng đảm bảo công suất (sạc khi thừa, xả khi thiếu trong chu kỳ 1 giờ) và ổn định công suất (giảm thiểu biến động nhanh của nguồn điện mặt trời hoặc điện gió). Hỗ trợ chất lượng điện: Bơm công suất tác dụng để bù sụt áp tạm thời hoặc cấp điện dự phòng vượt qua sự cố mất điện dưới 10 phút. Lắp đặt và an toàn phòng cháy: Yêu cầu bắt buộc về nền móng cơ học, hệ thống HVAC, cảm biến phát hiện khí độc, van chống cháy và trang bị thiết bị chữa cháy chuyên dụng cho các chất khó dập tắt (như pin hóa năng). Hiệu lực thi hành Tiêu chuẩn quốc gia TCVN 14499-3-1:2025 có hiệu lực kể từ ngày ban hành theo quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền, đóng vai trò là cơ sở kỹ thuật pháp lý quan trọng cho việc nghiệm thu, vận hành các dự án lưu trữ năng lượng điện tại Việt Nam.