Hệ thống quản lý năng lượng EMS (Energy management system) là gì?

Định nghĩa EMS trong từ vựng IEC

Thuật ngữ electrical energy management system nằm ở mục 826-19-04 của từ vựng kỹ thuật điện quốc tế IEV.[1] Mục 617-04-25 định nghĩa EMS của microgrid là hệ thống vận hành và điều khiển các nguồn năng lượng và phụ tải của microgrid.[5] Theo phạm vi áp dụng, EMS có các dạng EMS tòa nhà, EMS khuôn viên, EMS cộng đồng và EMS microgrid.[9]

Định nghĩa EMS trong tài liệu nghiên cứu

Một tổng quan về microgrid dẫn lại định nghĩa EMS là hệ thống thông tin cung cấp các chức năng cần thiết khi chạy trên một nền tảng.[7] Theo định nghĩa được dẫn lại này, hệ thống thông tin bảo đảm khâu phát, truyền tải và phân phối cấp điện với chi phí tối thiểu.[7]

Định nghĩa EMS trong quy định Việt Nam

Trong quy định Việt Nam, EMS là hệ thống phần mềm quản lý năng lượng để vận hành tối ưu hệ thống điện.[6] Cũng theo quy định này, SCADA là hệ thống thu thập số liệu để phục vụ giám sát, điều khiển và vận hành hệ thống điện.[6] SCADA được trình bày riêng ở bài SCADA. Quản lý năng lượng theo hệ thống quản lý của tổ chức thuộc bài ISO 50001.

Các định nghĩa trên gắn EMS với việc điều khiển nguồn và phụ tải, nên bước tiếp theo là xem hệ có pin cần điều khiển những gì.

Một bộ pin phục vụ nhiều mục tiêu

Pin lưu trữ sau đồng hồ thường đi cùng nguồn phát tại chỗ để giảm hóa đơn tiền điện hoặc tăng khoản bù trừ.[12] Giá trị tại chỗ của pin gồm giảm hóa đơn và cấp điện dự phòng.[12] Hệ pin kết hợp điện mặt trời có thể dùng để tăng tự tiêu thụ cho hộ gia đình vừa mua vừa bán điện.[2] Hệ Victron dùng được cho mục tiêu tự tiêu thụ, mục tiêu dự phòng, hoặc kết hợp cả hai.[4]

Trao đổi điện với lưới bị giới hạn

Thiết bị bật tắt phát ngược (Zero-Export) cho phép hoặc ngăn chặn phát công suất hữu công lên lưới.[11] Biến tần hybrid Deye có thông số Max sell power, tức công suất tối đa được phép chảy lên lưới.[3] Đơn vị vận hành hệ thống điện có tầm nhìn hạn chế vào hoạt động của pin đặt sau đồng hồ.[12]

Các mục tiêu và giới hạn trên chỉ đạt được khi EMS có số đo, dự báo và lịch sạc xả, trình bày ở phần tiếp theo.

Thu thập dữ liệu và giám sát

Quyết định tối ưu đến từng thiết bị nhờ các khối dự báo, điều khiển, giám sát, quản lý năng lượng và thu thập dữ liệu.[13] Chức năng giám sát kiểm tra trạng thái vận hành theo thời gian thực của toàn bộ thiết bị.[13] Phần mềm hiển thị số liệu cho chủ hệ được giới thiệu ở bài phần mềm theo dõi điện mặt trời.

Dự báo sản lượng điện mặt trời và phụ tải

Thuật toán Dynamic ESS dùng dự báo sản lượng điện mặt trời dựa trên thời tiết và vị trí của hệ.[14] Dự báo phụ tải của thuật toán này dựa trên điện năng tiêu thụ của công trình trong bốn tuần trước đó.[14] Một EMS cho pin dòng chảy vanadi chỉ sạc pin ban đêm khi dự báo ngày hôm sau trời nhiều mây.[15]

Lập lịch sạc xả

Quản lý năng lượng microgrid là hệ thống tự động, mục tiêu chính là lập lịch sử dụng tài nguyên tối ưu.[7] Dynamic ESS là thuật toán điều khiển chạy trên cổng VRM và trên thiết bị GX.[14] Lịch sạc xả được lập trên cổng VRM, nơi có dữ liệu giá điện và dữ liệu dự báo.[14] Lịch này được tính lại thường xuyên.[14]

Điều khiển sạc xả trong giới hạn của pin

Dữ liệu pin được báo về EMS của hệ lưu trữ để điều khiển dòng công suất trong giới hạn của pin.[2] Giới hạn dòng sạc CCL và giới hạn dòng xả DCL là các dòng tối đa do pin yêu cầu.[16] Khi bộ điều khiển và pin cùng đặt một giới hạn, hệ dùng giá trị thấp hơn.[16] Một nghiên cứu pin vanadi chọn dải vận hành từ 20% đến 70% SOC, tương ứng độ sâu xả 50%.[15]

Khi đã có số đo, dự báo và giới hạn pin, EMS chọn cách vận hành theo từng mục tiêu cụ thể.

Tăng tự tiêu thụ điện mặt trời

Ở các chế độ Optimized, điện mặt trời dư được nạp vào pin và dùng lại cho phụ tải khi điện mặt trời thiếu.[8] Chiến lược tối đa hóa tự tiêu thụ dùng tối đa sản lượng điện mặt trời trong suốt ngày.[15] Cách tính tỷ lệ tự tiêu thụ được trình bày ở bài tự tiêu thụ.

Dự phòng khi mất điện lưới

Pin dùng cho dự phòng thay vì sạc xả hằng ngày được giữ ở trạng thái sạc cao.[4] Khi còn lưới, hệ lấy điện lưới cho phụ tải lúc SOC giảm tới mức tối thiểu, giữ phần còn lại làm dự trữ.[8] Khi lưới mất, pin tiếp tục xả xuống dưới mức này để cấp điện cho phụ tải.[8]

Cắt đỉnh công suất lấy từ lưới (Peak shaving)

Giảm phí công suất là hạ công suất tiêu thụ cực đại, thường tính theo từng tháng.[12] Khách hàng công nghiệp có thể giảm đáng kể công suất đỉnh và nhờ đó giảm hóa đơn tiền điện.[2] Chức năng cắt đỉnh giới hạn công suất lấy từ lưới hoặc phát lên lưới tại điểm đấu nối.[8] Trên biến tần Deye, khi bật Grid Peak-shaving, công suất lưới được giới hạn trong giá trị cài đặt.[3]

Giới hạn công suất phát lên lưới (Export limit)

Điểm đặt công suất lưới (Grid setpoint) xác định dòng công suất mục tiêu tại điểm đấu nối.[8] Giá trị mặc định 50 W tạo vùng đệm chống phát ngược ngoài ý muốn khi phụ tải giảm đột ngột.[8] Khi bật Limit system feed-in, tổng công suất phát lên lưới bị chặn ở giá trị Maximum feed-in.[8] Cách cài đặt chống phát ngược được trình bày ở bài zero export.

Dịch chuyển điện năng theo khung giờ giá (Time-of-use)

Kinh doanh chênh lệch giá là chuyển phần điện tiêu thụ từ giờ giá cao sang giờ giá thấp.[12] Mục Time of use trên biến tần Deye dùng để lập trình thời điểm dùng lưới hoặc máy phát sạc pin.[3] Dynamic ESS lập lịch sạc xả theo biểu giá điện thay đổi để giảm chi phí năng lượng.[8]

Điều khiển tốc độ thay đổi công suất (Ramp rate)

Biến động công suất điện mặt trời chủ yếu do mây trôi qua.[15] Quy định PREPA năm 2012 tại đảo Puerto Rico giới hạn tốc độ thay đổi công suất bơm vào lưới ở 10% công suất định mức mỗi phút.[15] Pin chỉ bù phần chênh lệch khi còn đủ dung lượng trong dải SOC cho phép.[15]

Các chế độ trên cần một cấu trúc điều khiển, từ thiết bị trong hệ tới máy chủ ở xa.

Lớp thiết bị: pin, BMS và điện tử công suất

Hệ pin gồm khối pin, ghép nhiều cell để đạt điện áp và dung lượng phù hợp.[2] Phần điều khiển và giám sát pin thường được gọi là BMS.[2] Phần đấu nối lưới gồm các thiết bị điện tử công suất, gom thành khối chuyển đổi.[2]

Lớp điều khiển tại công trình

Hệ lưu trữ gồm phần lưu trữ, phần điện tử chuyển đổi công suất và các thành phần phụ trợ như hệ giám sát và điều khiển.[17] Phần giám sát và điều khiển có thể không phải một hộp riêng, và có thể tích hợp ngay trong bộ chuyển đổi công suất PCS.[17] Biến tần hybrid Deye có sẵn các chế độ Selling First, Zero Export To Load và Zero Export To CT.[3]

Lớp điều khiển từ xa trên đám mây

Dynamic ESS cần liên lạc hai chiều giữa thiết bị GX tại công trình và cổng VRM.[14] Điều phối pin sau đồng hồ cho lưới điện có thể cần thêm đồng hồ đo, hạ tầng truyền dữ liệu và biện pháp an ninh mạng.[12]

Điều khiển phân cấp và EMS tập trung, phân tán

Điều khiển phân cấp trong microgrid có ba mức: sơ cấp, thứ cấp và tam cấp.[13] Mức sơ cấp điều chỉnh điện áp và dòng điện tại chỗ.[13] Ở cấu trúc tập trung, một bộ xử lý trung tâm đưa ra mọi quyết định quan trọng.[13] Ở cấu trúc phân tán, các bộ điều khiển tại chỗ kết nối với bộ điều khiển trung tâm qua kênh truyền thông.[13] Quản lý tập trung chủ yếu dùng phương pháp metaheuristic, quản lý phi tập trung thường dùng phương pháp đa tác tử.[7]

Mỗi lớp điều khiển chỉ quyết định đúng khi nhận đủ tín hiệu đo, nên phần sau trình bày các tín hiệu đầu vào.

Biến dòng CT và đồng hồ đo tại điểm đấu nối

Ở chế độ Zero Export To CT của Deye, phải lắp CT ngoài hoặc đồng hồ thông minh.[3] Ở hệ ba pha, CT1 kẹp vào dây pha L1.[3] Khi số đo công suất phụ tải trên màn hình LCD không đúng, hãng yêu cầu đảo chiều mũi tên của CT.[3] Hệ Victron chỉ cần đồng hồ đo lưới khi có phụ tải hoặc nguồn AC ở phía đầu vào của bộ inverter/charger.[4] Cách lắp biến dòng được trình bày ở bài biến dòng CT.

Dữ liệu từ BMS qua cổng truyền thông

Cổng BMS trên biến tần Deye dùng để truyền thông với pin qua CAN hoặc RS485.[3] Mã giao thức BMS được chọn theo danh sách pin hãng đã phê duyệt.[3] Pin thông minh nối qua CAN-bus như BYD và Pylontech đã có sẵn bộ giám sát pin.[4] Chuẩn RS485 và các kiểu giao tiếp trên biến tần được trình bày ở bài riêng.

Trạng thái sạc SOC và giá điện

Trạng thái sạc SOC là dung lượng hiện tại của pin tính theo phần trăm dung lượng tối đa.[18] BMS đếm lượng điện tích vào ra để suy ra dung lượng còn dùng được.[19] Dynamic ESS nhận giá mua và giá bán điện cho từng khoảng thời gian.[14]

Các tín hiệu trên đến từ BMS và bộ chuyển đổi công suất, nên cần làm rõ vai trò của EMS, BMS và PCS.

BMS bảo vệ pin và báo trạng thái ra ngoài

Theo IEC 62619, BMS là hệ điện tử đi kèm pin, có chức năng ngắt khi quá sạc, quá dòng, quá xả và quá nhiệt.[20] BMS giám sát cell để phát hiện điều kiện nguy hiểm và báo trạng thái hệ lưu trữ ra bên ngoài.[20] BMS được trình bày chi tiết ở bài hệ thống quản lý pin BMS.

PCS chuyển đổi công suất hai chiều

Bộ chuyển đổi công suất PCS là thiết bị hai chiều, cho dòng một chiều cấp ra phụ tải.[17] Theo chiều ngược lại, PCS đổi điện xoay chiều sang một chiều để sạc pin.[17]

EMS đặt mục tiêu cho PCS trong giới hạn BMS

Giới hạn điện áp sạc CVL là điện áp sạc tối đa pin chấp nhận tại thời điểm đó.[16] Với pin gửi giới hạn qua truyền thông, bộ sạc tắt thuật toán sạc riêng và làm theo yêu cầu của pin.[16] Khi BMS bị ngắt kết nối trong hệ ESS, bộ sạc năng lượng mặt trời dừng và báo lỗi #67 No BMS.[16]

EMS trong hệ ghép DC và hệ ghép AC

Ở hệ ghép DC, dàn pin mặt trời và pin lưu trữ nối vào thanh cái DC (DC link) của biến tần.[21] Ở hệ ghép AC, pin nối với lưới điện qua biến tần pin hai chiều.[21] Trong đợt kiểm tra năm 2025, các hệ ghép DC dùng biến tần hybrid, các hệ ghép AC dùng biến tần pin.[22]

Ranh giới giữa EMS, BMS và PCS cũng xuất hiện trong các tiêu chuẩn về mô hình thông tin và đấu nối.

IEC 61850-7-420 cho tài nguyên năng lượng phân tán

IEC 61850-7-420 định nghĩa các mô hình thông tin IEC 61850 dùng để trao đổi thông tin với tài nguyên năng lượng phân tán DER.[9] DER gồm nguồn phát đấu nối lưới phân phối, hệ lưu trữ năng lượng và phụ tải điều khiển được.[9] Ấn bản 2.0 phát hành ngày 13/10/2021, thay thế ấn bản đầu năm 2009.[9]

IEEE 2030.7 cho bộ điều khiển microgrid

IEEE 2030.7 là tiêu chuẩn đặc tả bộ điều khiển microgrid.[10] Hệ quản lý năng lượng microgrid MEMS là phần tử then chốt trong vận hành microgrid.[10] Tiêu chuẩn được duyệt ngày 06/12/2017 và công bố ngày 23/04/2018.[10]

IEEE 1547-2018 và bộ IEEE 2030

IEEE 1547-2018 quy định yêu cầu kỹ thuật và thử nghiệm cho đấu nối và khả năng tương tác giữa lưới điện và DER.[23] Khả năng tương tác là năng lực của nhiều hệ thống, thiết bị hoặc thành phần trao đổi và sử dụng thông tin an toàn, hiệu quả.[24] IEEE 2030.2 đề cập tích hợp hệ lưu trữ năng lượng ở cả cấp phân phối và cấp truyền tải.[24]

IEC 62933 và IEC 60947-6-1

Hệ lưu trữ điện năng EES là công trình nối lưới có ranh giới điện xác định.[25] Hệ EES gồm ít nhất một bộ lưu trữ điện năng.[25] IEC 62933-1 ấn bản 2.0 có mục 5.4 định nghĩa thuật ngữ cho phân hệ điều khiển của hệ EES.[25] Thiết bị chuyển nguồn theo IEC 60947-6-1 bảo đảm cấp điện liên tục và cho phép quản lý năng lượng của công trình.[26]

Phần tiếp theo trình bày EMS trong microgrid và quy định đấu nối tại Việt Nam.

EMS của microgrid

MEMS gồm các chức năng giúp microgrid tự quản lý, vận hành độc lập hoặc nối lưới.[10] MEMS cũng giúp microgrid nối và tách khỏi lưới phân phối chính một cách liền mạch.[10] Pin lưu trữ nâng độ tin cậy của microgrid và bù tính gián đoạn của điện mặt trời và điện gió.[7]

Điều phối máy phát diesel trong hệ hybrid

Trong hệ hybrid, biến tần có thể tự khởi động máy phát.[27] Máy phát thường được gọi chạy khi điện áp bộ pin giảm dưới ngưỡng đặt trong một khoảng thời gian.[27] Điều kiện thứ hai là dòng phụ tải vượt giá trị đặt.[27] Khi khởi động do pin yếu, máy phát chạy theo chế độ sạc pin quy định rồi mới tắt.[27]

Quy định Việt Nam về chống phát ngược và điện dư

Nguồn đấu nối từ trung áp trở lên và không bán điện dư phải trang bị thiết bị bật tắt phát ngược.[11] Thiết bị này thường xuyên ở chế độ tắt, tức cho phép phát lên lưới, và được bật theo yêu cầu của cấp điều độ.[11] Nguồn đấu nối ở cấp hạ áp không phải trang bị các thiết bị này.[11] Sản lượng điện dư được mua bán không vượt quá 50% sản lượng điện phát tại đầu ra theo cường độ bức xạ.[11] Đến hết ngày 31/12/2030, hai bên được thỏa thuận tỷ lệ cao hơn 50% khi lưới điện khu vực đấu nối bảo đảm khả năng tiếp nhận.[11]

Ví dụ tính ngưỡng cắt đỉnh cho một xưởng

Ví dụ giả định một xưởng có công suất đỉnh 60 kW kéo dài 2 giờ, cần giữ công suất lấy từ lưới không quá 40 kW.

1. Công suất pin phải bù: 60 − 40 = 20 kW.
2. Năng lượng pin phải cấp trong 2 giờ: 20 × 2 = 40 kWh.
3. Giữ 20% dung lượng làm dự trữ, phần dùng được là 80%: 40 / 0,8 = 50 kWh dung lượng pin.
4. Đặt ngưỡng cắt đỉnh trên biến tần là 40 kW.[3]
5. Khi công suất lưới cộng công suất pin mặt trời và công suất pin không đủ cho phụ tải, chức năng cắt đỉnh mất hiệu lực.[3]

Các câu hỏi dưới đây tập trung vào cài đặt EMS và quy định liên quan.