(Luận văn) nghiên cứu vận hành tối ưu lưới điện phân phối khi sử dụng các nguồn điện phân tán và ứng dụng tại mạng điện thành phố cẩm phả

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP MAI VIỆT DŨNG NGHIÊN CỨU VẬN HÀNH TỐI ƯU LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHI SỬ DỤNG lu CÁC NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN VÀ ỨNG DỤNG an n va TẠI MẠNG ĐIỆN TP CẨM PHẢ to tn Chuyên ngành: Kỹ thuật điện p ie gh Mã số: 60520202 oa nl w d LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ll u nf va an lu oi m z at nh THÁI NGUYÊN - 2016 z m co l gm @ an Lu n va ac th i si LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan vấn đề trình bày luận văn nghiên cứu riêng cá nhân tôi, hướng dẫn khoa học TS Nguyễn Minh Ý có tham khảo số tài liệu Các số liệu kết nghiên cứu nêu luận văn trung thực chưa công bố luận văn khác Tơi xin hồn tồn chịu trách nhiệm có sử dụng lại kết người khác lu Thái Nguyên, Ngày tháng năm 2016 an Học viên n va gh tn to p ie Mai Việt Dũng d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th ii si LỜI CẢM ƠN Tôi xin chân thành cảm ơn hướng dẫn nhiệt tình TS Nguyễn Minh Ý, giảng viên Bộ môn Hệ thống điện, Trường đại học kỹ thuật công nghiệp Thái Nguyên Người chịu trách nhiệm hướng dẫn tơi hồn thành luận văn Từ đáy lịng mình, tơi xin gửi lời cảm ơn sâu sắc tới thầy cô tham gia giảng dạy khóa học chuyên ngành Kỹ thuật điện, tạo điều kiện thuận lợi giúp tơi hồn thành khóa học Tơi xin gửi lời cảm ơn tới cán hành khoa Điện lu Phòng Đào tạo Sau đại học giúp đỡ chúng tơi q trình học tập trường an Lời cuối cùng, chân thành cảm ơn động viên gia đình, bạn bè, va đồng nghiệp người tạo điều kiện nhiều cho suốt chặng n gh tn to đường học tập qua p ie Thái Nguyên, Ngày tháng năm 2016 d oa nl w Học viên an lu ll u nf va Mai Việt Dũng oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th iii si MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN i LỜI CẢM ƠN iii MỤC LỤC iv DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT .vii DANH MỤC BẢNG viii DANH MỤC HÌNH VẼ ix MỞ ĐẦU 1 Mục đích nghiên cứu lý chọn đề tài lu an Đối tượng nghiên cứu lý chọn đề tài n va Ý nghĩa khoa học tính thực tiễn đề tài tn to Phương pháp nghiên cứu VÀ NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN p ie gh Chương TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP CẨM PHẢ w 1.1 Tổng quan lưới điện phân phối oa nl 1.1.1 Định nghĩa Lưới điện phân phối d 1.1.2 Phân loại Lưới điện phân phối lu an 1.1.3 Vai trò Lưới điện phân phối u nf va 1.2 Tổng quan lưới điện phân phối TP Cẩm Phả ll 1.2.1 Tổng quan TP Cẩm Phả m oi 1.2.3 Nguồn điện cấp cho Cẩm Phả z at nh 1.2.4 Kết luận 1.3 Tổng quan nguồn điện phân tán (DG) z @ 1.3.1 Định nghĩa nguồn điện phân tán l gm 1.3.2 Đặc điểm công nghệ nguồn phát điện phân tán 1.3.3 Mạng điện Microgid m co 1.3.4 Một số loại nguồn phát điện phân tán 11 an Lu 1.3.5 Xu hướng phát triển nguồn phân tán Việt Nam 28 n va 1.3.6 Kết luận 31 ac th iv si Chương TỐI ƯU HÓA VẬN HÀNH TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 33 2.1 Đặc tính tiêu hao nhiên liệu loại nguồn phát 33 2.1.1 Nguồn phát thủy điện 33 2.1.2 Nhà máy nhiệt điện 34 2.1.3 Đặc tính tiêu hao nhiên liệu 35 2.2 Tối ưu hóa vận hành truyền thống 36 2.3 Thị trường điện giá bán điện 37 2.3.1 Thị trường điện 37 2.3.2 Hiện trạng giá điện 42 2.4 Tối ưu hóa vận hành lưới điện thị trường điện 44 lu an 2.5 Mơ tả tốn nghiên cứu 45 n va 2.6 Phương pháp giải toán tối ưu phối hợp tổ máy phát điện thị tn to trường điện 49 gh 2.7 Kết luận 52 p ie Chương THUẬT TOÁN UNIT DECOMMITTMENT TRONG VẬN w HÀNH TỐI ƯU CÁC TỔ MÁY PHÁT ĐIỆN 54 oa nl 3.1 Đặt toán 54 d 3.1.1 Mơ hình tốn 55 an lu 3.1.2 Tính tốn lợi nhuận thị trường điện cạnh tranh 57 u nf va 3.2 Giải bái toán 61 3.3 Thuật toán Unit Decommittment 65 ll oi m 3.3.1 Tính tốn cơng suất dựa vào suất tăng cơng suất tổ máy 65 z at nh 3.3.2 Tính tốn cơng suất dựa vào hàm chi phí tổ máy 69 3.3.3 Sơ đồ khối mơ tả thuật tốn 72 z 3.4 Kết luận 73 @ gm Chương ỨNG DỤNG THUẬT TOÁN TRONG BÀI TOÁN MINH HOẠ 74 l 4.1 Bài toán minh họa 74 m co 4.1.1 Trường hợp thứ 76 an Lu 4.1.2 Trường hợp thứ (TH2) 82 4.1.3 Trường hợp thứ (TH3) 88 n va ac th v si 4.2 Kết luận 93 Chương KẾT LUẬN 94 5.1 Kết luận 94 5.2 Kiến nghị 95 TÀI LIỆU THAM KHẢO 96 PHỤ LỤC 98 lu an n va p ie gh tn to d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th vi si DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT CCĐ: Cung cấp điện CG: Nguồn phát điện trung tâm CN: Phụ tải công nghiệp DG: Nguồn điện phân tán ĐD: Đường dây ĐMT: Điện mặt trời lu LL: Tổng tổn thất công suất tác dụng đường dây lưới điện LPP: Lưới điện phân phối an NLSK: Năng lượng sinh khối va NLSK: Năng lượng sinh khối n Điểm kết nối chung PQ: Nút phụ tải ie gh tn to PCC: Nút nguồn phát p PV: SH: oa Thuỷ điện nhỏ d TĐN: Thủy Điện nl w TĐ: Phụ tải sinh hoạt lu an TM 1: Tổ máy nguồn phân tán số u nf va TM 2: Tổ máy nguồn phân tán số TM 3: Tổ máy nguồn phân tán số ll oi m TM 4: Tổ máy nguồn phân tán số z at nh TM 5: Tổ máy nguồn phân tán số Đại lượng đặc trưng cho chất lượng điện áp xuất tuyến VP: Hệ số cải thiện chất lượng điện áp lưới điện z VI: m co l gm @ an Lu n va ac th vii si DANH MỤC BẢNG Bảng 1.1 Dải công suất tương ứng công nghệ DG Bảng 1.2 Cường độ xạ trung bình tháng số khu vực phía Bắc 29 Bảng 1.3 Tổng xạ mặt trời Móng Cái 29 Bảng 1.4 Kế hoạch phát triển nguồn điện sử dụng lượng tái tạo 31 giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030 31 Phụ lục A: Thông số tổ máy phát điện 98 lu Phụ lục B: Thông số phụ tải 98 an n va Phụ lục C: Thông số giá điện 99 tn to Phục lục D: Công suất phát tổ máy sau tối ưu thuật toán 101 p ie gh Phụ lục E: Mã lệnh thuật toán 104 d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th viii si DANH MỤC HÌNH VẼ lu Hình 1.1 Sơ đồ phân loại nguồn phần tán Hình 1.2 Công nghệ điều khiển nối cho lưới điện siêu nhỏ Singapore 10 Hình 1.3 Cơng nghệ điều khiển nối cho lưới điện siêu nhỏ Hoa Kỳ 10 Hình 1.4 Sơ đồ nguyên lý hệ thống điện mặt trời 11 Hình 1.5 Hệ thống điện mặt trời lớn Việt Nam (tại TP Hồ Chí Minh) 12 Hình 1.6 Hình ảnh nhà máy điện gió 13 Hình 1.7 Nguyên lý cấu tạo tổ hợp tua-bin - máy phát điện gió 14 Hình 1.8 Nhà máy điện nhiệt kết hợp 17 Hình 1.9 Nhà máy điện nhiệt kết hợp công suất lớn 18 an Hình 1.10 Sơ đồ nguyên lý máy phát điện tua-bin khí 19 va Hình 1.11 Sơ đồ cấu tạo nguyên lý hoạt động pin nhiên liệu 20 n tn to Hình 1.12 Cơng trình xây dựng nhà máy thủy điện nhỏ 21 ie gh Hình 1.13 Nhà máy điện thủy triều kiểu đập cửa sông Rance (Pháp) 23 p Hình 1.14 Hệ thống máy phát tua-bin thủy triều 23 w Hình 1.15 Mơ hình phát điện sử dụng khí Biogass 25 oa nl Hình 1.16 Nhà máy điện sử dụng dạng lượng sinh khối 25 d Hình 1.17 Nguyên lý sản xuất điện từ lượng địa nhiệt 27 lu an Hình 1.18 Nhà máy địa nhiệt điện 27 u nf va Hình 1.19 Dự báo cơng suất nguồn phân tán Việt Nam đến năm 2030 30 Sơ đồ thị trường phát điện cạnh tranh 40 Hình 2.2 Sơ đồ thị trường bán buôn điện cạnh tranh 40 Hình 2.3 Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh 41 Hình 2.4 Biểu đồ giá điện 43 Hình 2.5 Lợi nhuận chi phí 47 Hình 2.6 Đường cong nhiên liệu đầu vào- cơng suất phát 48 Hình 3.1 Phối hợp tổ máy phát điện sở thị trường điện 56 Hình 3.2 Quan hệ Công suất Giá điện 58 Hình 3.3 Sơ đồ trạng thái tổ máy với Tjup = 3(h) Tịdown = 4(h) 61 Hình 3.4 Đồ thị giá điện 65 ll Hình 2.1 oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th ix si Hình 3.5 Cơng suất phát theo giá điện λ 66 Hình 3.6 Cơng suất phát theo khả thực tế máy phát 67 Hình 3.7 Cơng suất phát thực tế máy phát 68 Hình 3.8 Quan hệ công suất lợi nhuận thực tế khả máy phát 69 Hình 3.9 Quan hệ giá điện công suất 70 Hình 3.10 Quan hệ công suất lợi nhuận 71 Hình 3.11 Quan hệ cơng suất lợi nhuận thực tế khả máy phát 72 lu an Sơ đồ nguyên lý vị trí đặt nguồn điện 75 Hình 4.2 Đồ thị giá điện ngày 76 Hình 4.3 Đồ thị công suất tải ngày 77 Hình 4.4 Đồ thị cơng suất phát chưa tối ưu hóa 78 Hình 4.5 Đồ thị công suất phát tối ưu 79 Hình 4.6 Đồ thị chi phí vận hành tổ máy 80 n va Hình 4.1 Hình 4.8 Giá điện 24h cho TH2 82 Hình 4.9 Đồ thị cơng suất tải cho TH2 83 gh Doanh thu 24h 81 ie tn to Hình 4.7 p w oa nl Hình 4.10 Đồ thị công suất phát chưa tối ưu cho TH2 84 d Hình 4.11 Cơng suất phát tổ máy sau tối ưu cho TH2 85 lu an Hình 4.12 Chi phí vận hành tổ máy TH2 86 u nf va Hình 4.13 Doanh thu 24h tổ máy 87 Hình 4.14 Giá điện 24h TH3 88 ll oi m Hình 4.15 Cơng suất tải 24h TH3 89 z at nh Hình 4.16 Công suất phát chưa tối ưu TH3 90 Hình 4.17 Cơng suất phát tổ máy sau tối ưu TH3 91 z Hình 4.18 Chi phí tổ máy TH3 92 @ m co l gm Hình 4.19 Doanh thu ngày TH3 93 an Lu n va ac th x si MỞ ĐẦU Mục đích nghiên cứu lý chọn đề tài Hệ thống truyền tải điện có vai trị quan trọng cơng cơng nghiệp hố đại hố phát triển kinh tế, xã hội đất nước Nhưng giới, hệ thống điện truyền thống chủ yếu nhiệt điện, thủy điện điện hạt nhân gặp phải nhiều vấn đề cạn kiệt nguồn nhiên liệu hóa thạch, hiệu suất thấp nhiễm mơi trường Những vấn đề dẫn đến xu hướng sử dụng nguồn điện phân tán lưới điện phân phối từ dạng lượng tái tạo, ga sinh học (biogas), tu-bin gió (wind turbine) pin mặt trời (Photovoltaic), lu pin nhiên liệu (fuel cell) hay nguồn nhiệt điện (combined heat and power),… an Những nguồn điện gọi chung nguồn phân tán (distributed generation) va n Hệ thống điện Việt Nam không nằm ngồi xu đó, với tiềm thủy tn to điện nhỏ, lượng gió, lượng mặt trời cao, việc tích hợp nguồn phân ie gh tán vào hệ thống điện có nhận nhiều quan tâm sâu sắc p Thêm vào nguồn phân tán ngày áp dụng nhiều hệ thống nl w lưới phân phối vì: oa - Do thị trường có xu hướng mở cửa cho nhà đầu tư tham gia tất d dạng nguồn lượng sơ cấp lu va an - Nguồn lượng hoá thạch ngày cạn kiệt ý thức bảo u nf vệ môi trường người dân ngày tăng lên ll - Nhu cầu phụ tải phát triển nhanh việc xây dựng nguồn m oi phát truyền thống công suất lớn cần nhiều thời gian z at nh - Nhà cung cấp sử dụng nguồn phân tán để giảm áp lực đầu tư tái tạo lưới điện, giảm chi phí nhiên liệu, chi phí vận hành z @ - Khách hàng sử dụng nguồn phân tán để giảm bớt gánh nặng công suất vào l gm cao điểm, giảm tổn hao mạng, cải thiện chất lượng điện năng, tăng cường độ tin cậy thân thiện với môi trường m co Tuy nhiên, xuất nguồn phân tán có cơng suất nhỏ hệ an Lu thống điện có đặt nhiều vấn đề kỹ thuật cần quan tâm nghiên cứu, lưới điện phân phối Nguyên nhân vấn đề việc n va ac th si lưới điện phân phối có vốn khơng thiết kế tích hợp nguồn phân tán với công suất phụ thuộc nhiều vào yếu tố môi trường Trên lưới điện phân phối thiết kế bao gồm phụ tải điện, khơng có nguồn điện kết nối vào Nếu có nhiều nguồn phân tán kết nối vào dẫn đến chế độ vận hành không phù hợp gây lên tổn thất điện kinh tế Đối với lưới điện cụ thể, tích hợp nguồn phân tán cần phải thực nghiên cứu mô để nhận biết đề giải pháp nhằm giải vấn đề vận hành tối ưu hóa nguồn điện phân tán hệ thống Với đề tài: “Nghiên cứu vận hành tối ưu lưới điện phân phối sử dụng nguồn điện phân tán ứng dụng mạng điện Thành Phố Cẩm Phả” luận lu an văn mong muốn đóng góp phần nhỏ tìm tịi nghiên cứu vào va n việc vận hành tối ưu hóa nguồn phân tán tn to Đối tượng nghiên cứu lý chọn đề tài ie gh 2.1 Đối tượng nghiên cứu p Nghiên cứu lưới điện phân phối có sơ đồ phức tạp (hình tia, lưới kín vận nl w hành hở), xét đến nguồn phân tán oa 2.2 Phạm vi áp dụng d Kết nghiên cứu nhằm áp dụng vào thực tế lưới điện phân phối u nf va 2.3 Áp dụng cụ thể an lu Việt Nam ll Áp dụng phương pháp nghiên cứu tính tốn với lưới phân phối Thành Phố oi m Cẩm Phả z at nh Ý nghĩa khoa học tính thực tiễn đề tài z 3.1 Ý nghĩa khoa học đề tài gm @ - Nghiên cứu, khai thác phần mềm MATLAB để tính tốn phối hợp vận hành l nguồn phân tán m co 3.2 Tính thực tiễn đề tài an Lu Các kết nghiên cứu đề tài ứng dụng vận hành tối ưu hóa nguồn phân tán 24h n va ac th si Phương pháp nghiên cứu - Phương pháp giải tích kết hợp với mơ phần mềm MATLAB - Đưa kế hoạch vận hành nguồn phân tán 24h ngày - Đánh giá hiệu kinh tế vận hành tối ưu hóa nguồn phân tán lưới điện phân phôi lu an n va p ie gh tn to d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th si Chương TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP CẨM PHẢ VÀ NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN 1.1 Tổng quan lưới điện phân phối 1.1.1 Định nghĩa Lưới điện phân phối Lưới điện phân phối (LPP) phần Hệ thống điện, làm nhiệm vụ phân phối điện từ trạm trung gian, trạm khu vực hay nhà máy điện cấp điện cho phụ tải LPP khâu cuối hệ thống điện đưa điện trực tiếp đến người tiêu dùng LPP bao gồm lưới điện 110k, lưới điện trung áp lu an lưới điện hạ áp Tính đến lưới điện phân phối trải khắp xã đất nước, n va nhiên số thôn, chưa dùng điện lưới Quốc gia mà họ tn to phải dùng điện từ thuỷ điện nhỏ máy phát điện diesel Lưới điện phân phối gồm hai phần: p ie gh 1.1.2 Phân loại Lưới điện phân phối w - LPP trung áp chủ yếu cấp điện áp 6kV, 10kV, 22kV, 35kV, 110kV phân oa nl phối điện cho trạm biến áp trung áp/hạ áp phụ tải cấp điện áp trung áp d - LPP hạ áp có cấp điện áp 380/220V cấp điện cho phụ tải hạ áp lu an Phân loại LPP trung áp theo dạng: u nf va - Theo đối tượng địa bàn phục vụ, có loại: + Lưới phân phối thành phố; ll - Theo thiết bị dẫn điện: z at nh + Lưới phân phối xí nghiệp oi m + Lưới phân phối nông thôn; z + Lưới phân phối không; @ l gm + Lưới phân phối cáp ngầm - Theo cấu trúc hình dáng: m co + Lưới phân phối hở (hình tia) có phân đoạn khơng phân đoạn an Lu + Lưới phân phối kín vận hành hở; n va + Hệ thống phân phối điện ac th si 1.1.3 Vai trò Lưới điện phân phối LPP làm nhiệm vụ phân phối điện từ trạm trung gian, trạm khu vực hay nhà máy điện cho phụ tải điện LPP xây dựng, lắp đặt phải đảm bảo nhận điện từ hay nhiều nguồn cung cấp phân phối đến hộ tiêu thụ điện Đảm bảo cung cấp điện tiêu thụ cho gây điện nhất, đảm bảo cho nhu cầu phát triển phụ tải Đảm bảo chất lượng điện cao ổn định tần số ổn định điện áp giới hạn cho phép LPP trung áp có tầm quan trọng đặc biệt hệ thống điện: - Trực tiếp đảm bảo chất lượng điện áp cho phụ tải lu an - Giữ vai trò quan trọng đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho phụ n va tải Có đến 98% điện bị cố ngừng điện kế hoạch lưới phân tn to phối Mỗi cố LPP trung áp có ảnh hưởng lớn đến sinh hoạt nhân - Sử dụng tỷ lệ vốn lớn: khoảng 50% vốn cho hệ thống điện (35% cho p ie gh dân hoạt động kinh tế, xã hội w nguồn điện, 15% cho lưới hệ thống lưới truyền tải) oa nl - Tỷ lệ tổn thất điện lớn: khoảng 40-50% tổn thất điện xảy d LPP Và tổn thất kinh doanh xảy lưới an lu - LPP gần với người dùng điện, vấn đề an toàn điện quan trọng u nf va 1.2 Tổng quan lưới điện phân phối TP Cẩm Phả 1.2.1 Tổng quan TP Cẩm Phả ll oi m Là thánh phố lớn thứ tỉnh Quảng Ninh, dẫn đầu việc khai thác z at nh sản xuất than tỉnh Cẩm Phả có diện tích tự nhiên 486,45 km², địa hình chủ yếu đồi núi: đồi núi chiếm 55,4% diện tích, vùng trung du 16,29%, đồng 15,01% z vùng biển chiếm 13,3%; số khách hàng sử dụng điện 61152 Sản lượng tiêu @ gm thụ điện là: … chủ yếu phục vụ sản xuất kinh doanh than l 1.2.2 Lưới điện phân phối TP Cẩm Phả m co - LPP trung áp chủ yếu cấp điện áp 6kV, 22kV, 35kV phân phối điện an Lu cho trạm biến áp trung áp/hạ áp phụ tải cấp điện áp trung áp - LPP hạ áp có cấp điện áp 380/220V cấp điện cho phụ tải hạ áp n va ac th si Phân loại LPP trung áp theo dạng: - Theo đối tượng địa bàn phục vụ, có loại: + Lưới phân phối trung tâm thành phố; + Lưới phân phối nơng thơn; + Lưới phân phối xí nghiệp - Theo thiết bị dẫn điện: + Lưới phân phối không; + Lưới phân phối cáp ngầm - Theo cấu trúc hình dáng: + Lưới phân phối hở (hình tia) có phân đoạn không phân đoạn lu + Lưới phân phối kín vận hành hở; an n va + Hệ thống phân phối điện Nguồn điện cấp cho Cẩm Phả chủ yếu nguồn điện từ nhà máy nhiệt điện gh tn to 1.2.3 Nguồn điện cấp cho Cẩm Phả như: Nhiệt điện Mông Dương, Nhiệt điện Cẩm Phả, Nhiệt điện Quảng Ninh Các ie p nhà máy sử dụng nguồn nhiên liệu than đá, khai thác trực tiếp địa nl w phương Hiện nguồn than đá Quảng Ninh dần cạn kiệt, việc sản xuất oa than đá phục vụ cho nhà máy điện khơng cịn đảm bảo Trong năm 2015, d tập đồn than khống sản Việt Nam phải tiến hành nhập than đá từ va an lu nước khác u nf Ngoài nguồn điện truyền thống trên, thành phố Cẩm Phả ll khơng có nguồn điện sử dụng lượng tái tạo khác oi m 1.2.4 Kết luận z at nh Nền kinh tế ngày phát triển, đời sống người ngày cao dẫn đến nhu cầu điện lớn Bên cạnh đó, nguồn nhiên liệu truyền thống z cung cấp cho nhà máy điện lớn ngày cạn kiệt gây ảnh hưởng lớn @ gm đến vấn đề ô nhiễm môi trường, biến đổi khí hậu; mặt khác, việc phải xây dựng l nhiều hệ thống đường dây cao áp truyền tải điện xa tốn kinh m co tế gây tổn thất lớn an Lu Nhằm góp phần giảm tải cho nguồn phát điện trung tâm, giảm vốn đầu tư tổn thất công suất lưới điện truyền tải, giảm tác động tiêu cực đến n va ac th si môi trường Trong năm gần đây, với khoa học kỹ thuật cao, việc nghiên cứu đưa vào thử nghiệm vận hành nguồn phát điện có cơng suất vừa nhỏ đặc biệt quan tâm nhiều ưu điểm Những nguồn phát điện bố trí phân tán khắp nơi có thể, làm nhiệm vụ cung cấp điện trực tiếp cho phụ tải đấu nối vào lưới điện phân phối để cung cấp điện cho khu vực phụ tải rộng Những nguồn phát điện gọi “Nguồn phân tán”, ưu điểm bật là: Các nguồn lượng sơ cấp nguồn phân tán hầu hết dạng lượng tái tạo, có trữ lượng rào, gây ảnh hưởng tiêu cực đến mơi trường; nguồn sản xuất điện nơi tiêu thụ, giảm tổn thất điện năng, chi phí khơng phải xây lu dựng thêm lưới truyền tải điện xa an n va Trên Thế giới, nguồn phân tán nghiên cứu ứng dụng sớm quan tâm nghiên cứu nhiều, có nhiều nghiên cứu thành cơng đưa vào gh tn to Tại Việt Nam, khái niệm nguồn phân tán mẻ ie ứng dụng thực tế p Để tìm hiểu kỹ hơn, mục (1.2) trình bày tổng quan đặc điểm công nl w nghệ dạng nguồn điện phân tán, ưu nhược điểm chúng thực trạng d oa nguồn điện phân tán Việt Nam an lu 1.3 Tổng quan nguồn điện phân tán (DG) va 1.3.1 Định nghĩa nguồn điện phân tán u nf Trong năm gần đây, với phát triển nhiều công nghệ mới, ll nhiều loại nguồn điện phân tán ứng dụng thành công Tốc độ phát triển m oi kinh tế tăng cao kéo theo đó, nhu cầu lượng tăng cao, vấn đề bất cập từ z at nh việc phát triển nguồn lượng truyền thống, ưu điểm nguồn điện phân tán, động lực thúc đẩy phát triển mạnh mẽ DG z gm @ Các tổ chức quốc tế đưa định nghĩa khác nguồn điện phân tán Các định nghĩa sau: l m co - CIGRE (International Council on Large Electricity Systems) định nghĩa nguồn điện phân tán nguồn điện không quy hoạch tập trung, không an Lu điều khiển tập trung thường đấu nối vào lưới điện phân phối với quy mô công n va suất nhỏ 50 100MW ac th si - IEA (International Energy Agency) định nghĩa nguồn điện phân tán nguồn điện phục vụ trực tiếp phụ tải khách hàng hỗ trợ cho lưới điện phân phối, đấu nối vào hệ thống điện cấp điện áp lưới phân phối - IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers Inc.) định nghĩa nguồn điện phân tán nguồn phát điện nhỏ nhà máy điện trung tâm, thường nhỏ 10MW, cho phép đấu nối vào điểm hệ thống điện - EPRI (Electric Power Research Institute) định nghĩa nguồn điện có cơng suất từ vài kW đến 50MW và/hoặc thiết bị lưu điện có vị trí gần phụ tải khách hàng lưới phân phối trạm biến áp truyền tải trung gian nguồn điện lu an phân tán n va Như vậy, định nghĩa nguồn điện phân tán thường vào quy mô tn to công suất cấp điện áp đấu nối p ie gh 1.3.2 Đặc điểm công nghệ nguồn phát điện phân tán d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh z Hình 1.1 Sơ đồ phân loại nguồn phần tán @ gm Nguồn phân tán chia làm hai nhóm theo cơng nghệ chế tạo: l - Nhóm nguồn lượng tái tạo: Điện gió, điện mặt trời, thủy điện nhỏ, điện m co sinh khối, địa nhiệt điện, điện thủy triều an Lu - Nhóm nguồn lượng khơng tái tạo: Động đốt (Diesel), pin nhiện liệu, tua bin n va ac th si Trong DG tái tạo ưu tiên thúc đẩy phát triển nhanh chóng tác động tích cực chúng đến môi trường Các công nghệ DG dải công suất thông thường bảng 1.1 Bảng 1.1 Dải công suất tương ứng công nghệ DG Loại DG Loại DG Dải công suất Thủy điện nhỏ - 100MW Điện sinh khối 100kW - 20MW Thủy điện nhỏ 25kW - 30MW Pin nhiên liệu 1kW - 5MW Điện gió 200W - 3MW Địa nhiệt 5MW - 1000MW Pin quang điện 20W - 100kW Năng lượng biển 100kW - 1MW Điện mặt trời - 80MW lu Dải công suất an Với đa dạng DG vậy, tương lai Mạng Micro - Grid n va 1.3.3 Mạng điện Microgid Các mạng lưới máy phát điện nhỏ "Lưới điện micro" (Microgrids) p ie gh tn to chiếm ưu làm cho lưới điện theo phương thức truyền thơng phân phối thay đổi hồn tồn Các nl w lưới điện micro mạng lưới cộng đồng nhỏ, cung cấp điện nhiệt d oa Theo nhà nghiên cứu, chúng giúp tiết kiệm đáng kể chi phí giảm phát thải, an lu mà khơng gây thay đổi lớn lối sống Lưới điện micro dễ dàng va tích hợp quy trình sản xuất lượng thay mạng điện gồm ll u nf nhóm lưu trữ lượng phân tán dạng máy phát phân tán m phụ tải liên kết với qua hệ thống phân phối Do chi phí mạng Micro - Gỉd oi giảm dần hiệu chúng gia tăng, công nghệ ngày trở nên z at nh phương án lựa chọn quan trọng Phát thải khí nhà kính giảm xuống, máy phát điện micro cấp điện hydro, ánh nắng mặt trời z gm @ tua bin gió nhỏ Việc thiết lập máy phát gần nơi có nhu cầu làm giảm chi phí truyền tải điện từ trạm điện xa đến hộ gia đình Cơng suất l m co máy phát tương tự với nhu cầu tải - đặc điểm khác với hệ thống truyền thống có trạm điện khổng lồ phục vụ cho nhiều người sử dụng nhỏ Các an Lu lưới điện nhỏ có nghĩa áp dụng phương pháp tích trữ điện khơng n va sử dụng, điều không thực lưới điện lớn Trong hệ thống ac th si truyền thống, bạn có trạm điện dòng điện chạy từ trạm điện đến người sử dụng, theo chiều Toàn lưới điện xây dựng quanh dòng điện hướng Trong hệ thống này, có lượng nhiệt lớn phát sinh quy trình Nhiệt sản phẩm thải bị phí hồi Các "ống khói" khổng lồ, trở thành phận quen thuộc nhiều khu vực nước Anh, tháp làm nguội sau thải nhiệt thải ngồi Chỉ có 30-40% lượng ban đầu biến đổi thành điện; 60-70% theo ống khói ngồi Người ta khơng sử dụng lượng khơng có sở gần trạm điện cần đến nhiệt Do vận hành tối ưu hóa nguồn phân tán lưới điện phân phối vận hành thơng minh lưới điện Micro - Grid lu an n va p ie gh tn to d oa nl w u nf va an lu ll Hình 1.2 Cơng nghệ điều khiển nối cho lưới điện siêu nhỏ Singapore oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va Hình 1.3 Cơng nghệ điều khiển nối cho lưới điện siêu nhỏ Hoa Kỳ ac th 10 si 1.3.4 Một số loại nguồn phát điện phân tán 1.3.4.1 Nguồn điện mặt trời (Solar Power) Kỹ thuật điện mặt trời đơn giản cách chuyển quang thành điện trực tiếp nhờ pin mặt trời ghép lại với thành mô đun hay panel Tấm pin đặt lớp gương nhằm ngăn tác động từ mơi trường Để có lượng điện lớn mảnh pin riêng lẻ tạo ra, người ta gắn kết nhiều mảnh lại thành lớn gọi pin mặt trời Những cục pin hấp thụ lượng từ ánh sáng mặt trời, lượng tử ánh sáng tác động đến electron làm lượng electron tăng lên di chuyển tạo thành dòng điện lu an n va p ie gh tn to d oa nl w va an lu ll u nf Hình 1.4 Sơ đồ nguyên lý hệ thống điện mặt trời oi m Điện pin Mặt trời sản xuất không dùng hết tích trữ ắcqui Đặc điểm chung nguồn điện công suất đặt tổ hợp z at nh pin mặt trời thường nhỏ, thường cấp điện cho phụ tải quy mô nhỏ z hoạt động độc lập kết nối vào lưới hạ áp Dòng điện ngắn mạch gm @ thay đổi cường độ xạ mặt trời thay đổi dẫn đến làm thay đổi điện áp l ảnh hưởng đến chất lượng điện Để khắc phục điều kết nối m co nguồn cấp phụ tải thông qua trạm sạc ắc-qui hay biến đổi công suất Chế độ phát điện điện mặt trời phụ thuộc nhiều vào cường độ xạ an Lu mặt trời Số có nắng ngày thường từ 8h sáng đến 16h chiều (tức 9h n va ngày), cường độ xạ cực đại đạt vào khoảng thời gian từ ac th 11 si 11h-13h cực tiểu vào lúc 8h 16h Dựa vào cường độ xạ mặt trời xác định cơng suất phát điện mặt trời (ĐMT):  R  PPV (t )  Prated  t  1   Tt  Trated    Rrated  (1.1) Trong đó: lu an Cơng suất định mức [kW] PPV Sản lượng điện thời điểm t [kW] Rrated Bức xạ chuẩn , [ mặt trời ] Trated Nhiệt độ tiêu chuẩn , [ oC ] Rt Bức xạ , [ mặt trời ] thời điểm t Tt Nhiệt độ , [ oC ] thời điểm t α Hệ số nhiệt độ , [ μunit / oC ] n va Prated p ie gh tn to d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh Hình 1.5 Hệ thống điện mặt trời lớn Việt Nam (tại TP Hồ Chí Minh) z gm @ Ưu điểm nguồn điện mặt trời: - Năng lượng mặt trời nguồn lượng tự nhiên không gây ô nhiễm vô l m co dồi - Phát triển ngành công nghiệp sản xuất pin mặt trời góp phần thay an Lu nguồn lượng hóa thạch, giảm phát khí thải nhà kính, bảo vệ mơi trường n va ac th 12 si - Nguồn quang sử dụng để sưởi ấm tịa nhà, đun nóng nước sản sinh điện năng,… Nhược điểm: - Gặp khó khăn việc thu thập ánh sáng mặt trời vào ngày thời tiết mây mù - Chi phí cho việc sản xuất vật dụng hấp thụ lượng mặt trời cao - Ở Việt Nam, sản phẩm sử dụng lượng mặt trời chưa ứng dụng rộng rãi mà tập trung nông thôn, miền núi - nơi mức sống tương đối thấp 1.3.4.2 Máy phát điện tua-bin gió (Wind Turbine Generator) lu an n va p ie gh tn to d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh Hình 1.6 Hình ảnh nhà máy điện gió Sự nóng lên khắp toàn cầu vấn để cấp bách, địi hỏi phải tìm z @ kiếm sử dụng nguồn lượng có khả tái tạo Một số nguồn lượng nước, lượng sinh khối lượng gió m co l gm lượng thay mà lựa chọn bao gồm: lượng mặt trời, Tất nguồn lượng tái tạo hình thành nhiệt sinh từ an Lu xạ mặt trời Gió tượng gây nóng lên bầu khí trái đất Ánh sáng mặt trời chiếu xuống bề mặt trái đất không đồng làm n va ac th 13 si cho khí quyển, nước khơng khí nóng lên khơng Kết là, khơng khí nóng di chuyển lên trên, khơng khí lạnh di chuyển xuống Sự chuyển đổi vị trí khơng khí nóng khơng khí lạnh tạo thành gió Năng lượng gió khai thác nhà máy điện lượng gió Gió nguồn lượng có khả tái tạo việc sử dụng khơng tạo chất độc hại nhiên liệu hóa thạch Đây dạng lượng mang lại hiệu cao nhất, trở thành nguồn lượng cho hệ tương lai Mặc dù lượng gió có nhiều ưu điểm, có hạn chế riêng lu an n va p ie gh tn to d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh Hình 1.7 Nguyên lý cấu tạo tổ hợp tua-bin - máy phát điện gió z Cấu tạo tua-bin gió (hình 1.15) bao gồm: Cánh quạt (Blades) - gió thổi @ gm qua cánh quạt làm cánh quạt quay; Rôto (Rotor) - bao gồm cánh quạt l trục; Bước (Pitch) - Cánh xoay làm nghiêng để giữ cho m co rotor quay gió khơng q cao hay q thấp để tạo điện; Bộ hãm (Brake) dùng để dừng rotor tình trạng khẩn cấp điện, sức nước an Lu động cơ; Trục quay tốc độ thấp (Low - speed shaft); Hộp số (Gear box) - n va phần động tua-bin gió, có tác dụng làm tăng tốc độ quay tua- ac th 14 si bin; Máy phát điện (Generato) - phát điện; Bộ điều khiển (Cantroller) - khởi động tắt động ứng với vận tốc khác để tránh phát nóng động cơ; Bộ đo lường (anemometer) - đo tốc độ gió truyền liệu tốc độ gió đến điều khiển; 10 Van gió (wind vane) - để xử lý hướng gió liên lạc với “yaw drive” để định hướng tua-bin; 11 Vỏ (Nacelle) - bao gồm rơ to vỏ bọc ngồi, tồn đặt đỉnh trụ; 12 Trục truyền động máy phát tốc độ cao (High speed shaft); 13 Truyền động lệch (Yaw drive) - giữ cho rô to ln hướng hướng gió có thay đổi hướng gió; 14 Mơ-tơ lệch (Yaw motor) - động cung cấp cho “yaw drive” định hướng gió; 15 Trụ đỡ “nacelle” (Tower) làm thép hình trụ giằng thép lu an Loại máy phát điện thông dụng dùng cho tổ tua-bin - máy phát n va điện gió máy phát điện không đồng tn to Gần đây, công nghệ nghịch lưu đại áp dụng hệ thống gh điều chỉnh tốc độ công suất đầu giữ gần khơng đổi so với p ie thay đổi tốc độ gió w Cơng suất lấy từ tua-bin gió phụ thuộc vào diện tích quét cánh quạt oa nl tỉ lệ bậc với tốc độ gió, theo công thức sau: d P (1.2) va an lu Trong đó: C p  A.v Mật độ khơng khí, kg/m3 A Diện tích qt gió cánh quạt, m2 v Tốc độ gió, m/s; Cp Hệ số cơng suất tua-bin gió (Cp = 0,20,5) ll u nf  oi m z at nh z Ưu điểm máy phát điện tua-bin gió: gm @ - Năng lượng gió nhiên liệu sinh gió, nguồn nhiên liệu m co dựa vào đốt cháy nhiên liệu than khí ga l Năng lượng gió khơng gây ô nhiễm không khí so với nhà máy nhiệt điện - Năng lượng gió có nhiều vùng Do nguồn cung cấp lượng gió an Lu đất nước phong phú n va ac th 15 si - Năng lượng gió dạng lượng tái tạo lại mà giá lại thấp khoa học tiến tiến ngày Khoảng đến cent/kWh.Điều cịn tuỳ thuộc vào nguồn gió, tài cơng trình đặc điểm cơng trình - Tuabin gió xây dựng nơng trại, điều kiện kinh tế cho vùng nông thôn, nơi tốt gió mà tìm thấy Những người nơng dân chủ trang trại tiếp tục cơng việc đất họ tuabin gió sử dụng phần nhở đất trồng họ, chủ đầu tư lượng gió phải trả tiền bồi thường cho nông dân chủ trang trại mà có đất sử dụng việc lắp đặt tuabin gió Nhược điểm: lu an - Năng lượng gió phải cạnh tranh với nguồn phát sinh thơng thường n va giá Điều cịn phụ thuộc vào nơi có gió mạnh nào.Vì địi gh tn to hỏi vốn đầu tư ban đầu cao máy phát điện chạy nhiên liêu khác - Năng lượng gió nguồn lượng khơng liên tục khơng ln p ie ln có cần có điện Năng lượng gió khơng thể dự trữ khơng phải tất w lượng gió khai thác thời điểm mà có nhu cầu điện oa nl - Những nơi có lượng gió tốt thường vị trí xa xơi cách thành d phố, nơi lại cần điện an lu 1.3.4.3 Máy phát điện đồng phát mini (CHP: Combined Heat & Power) u nf va Nhà máy điện đồng phát mini hay gọi điện nhiệt kết hợp (CHP: Combined Heat & Power) thường có cơng suất phát điện từ vài MWe tới vài chục ll oi m MWe Nhà máy loại phát điện mà phát nguồn nhiệt z at nh hữu ích sử dụng cho nhu cầu mục đích khác Nguồn nhiệt hữu ích tận dụng lại từ nguồn khí thải nguồn động lực từ tuabin - khí, từ z động nhiệt không chuyển đổi tất lượng nhiệt thành điện trích @ gm phần nhiệt cho mục đích sử dụng khác cấp nước nóng, nguồn gia nhiệt, m co l sưởi ấm, cấp hơi… an Lu n va ac th 16 si lu an Hình 1.8 Nhà máy điện nhiệt kết hợp n va làm nguồn cung cấp nước cho nhu cầu kỹ thuật lảng phí lớn đầu tư gh tn to Thực trạng nay, sở sản xuất cơng nghiệp có sử dụng nồi p ie thiết bị không đồng từ xây dựng mua sắm, thay đổi cấu sản xuất trình sản xuất kinh doanh Các nhà khoa học giới nghiên cứu, nl w chế tạo thành công máy phát điện vận hành dựa lảng phí lượng từ d oa nồi doanh nghiệp Theo khảo sát tính tốn, trung bình nồi có cơng an lu suất hơi/giờ trở lên, lắp đặt loại máy phát điện hơi, ngồi va việc phục vụ cho yêu cầu kỹ thuật dây chuyền sản xuất, tạo 50-60 kw u nf điện Như vậy, đầu tư lắp đặt nhà máy phát điện mini, doanh nghiệp vừa tự chủ ll tạo nguồn điện chổ phục vụ cho nhu cầu sản xuất kinh doanh mình, góp m oi phần giảm tải nhu cầu điện tổng nhu cầu tiêu thụ điện z at nh quốc gia, trường hợp dư thừa bán cho hộ tiêu dung khác Mặt khác, z doanh nghiệp sử dụng hiệu nguồn nhiên liệu, vốn giá ngày tăng gm @ cao trữ lượng ngày cạn kiệt l Rõ ràng đầu tư lắp đặt loại mát phát điện công nghệ mới, doanh nghiệp m co mang lại hiệu kinh tế cho mình, tạo điều kiện giảm giá thành sản phẩm, tăng khả cạnh tranh cho doanh nghiệp thị trường nước thị trường an Lu giới, đồng thời doanh nghiệp thực tốt chủ trương Đảng Nhà n va nước việc sử dụng hiệu nguồn lượng, góp phần giảm áp lực cho ac th 17 si ngành điện thiếu hụt sản lượng điện tìm kiếm nguồn đầu tư để xây nhà máy phát điện khác Triển khai ứng dụng công nghệ mới, với việc lắp đặt máy phát điện tận dụng lượng dư nồi hơi, doanh nghiệp góp phần vào nghiệp đa dạng hóa xã hội hóa thị trường cung ứng điện cho kinh tế nước nhà lu an n va ie gh tn to p Hình 1.9 Nhà máy điện nhiệt kết hợp công suất lớn nl w Công nghệ nhiều nước giới áp dụng mang lại hiệu oa lớn cho doanh nghiệp tổng thể quốc gia Kinh nghiệm giới d việc triển khai đề án lắp đặt loại thiết bị cung cấp sản lượng điện tương lu va an đương với nhà máy phát điện công suất lớn hàng ngàn Mega Oat (Mw.) u nf 1.3.4.4 Máy phát điện tua-bin khí (Gas turbine Generator) ll Cơng nghệ tua-bin khí tua-bin nhỏ có động sử dụng nhiên liệu m oi khí sinh học, khí ga tự nhiên, khí đốt, dầu lửa z at nh Tua-bin khí động nhiệt, biến đổi nhiệt thành Khơng khí hút vào nén tới áp suất cao nhờ máy nén Nhiên liệu với z gm @ khơng khí đưa vào buồng đốt để đốt cháy, khí cháy sau khỏi buồng đốt đưa vào để làm quay tua-bin Năng lượng học tua-bin phần l m co đưa quay máy nén, phần khác đưa quay tải ngoài, cánh quạt làm mát, máy phát điện,… Khi đầu phía tua-bin nối với máy phát điện trực tiếp an Lu qua giảm tốc, ta có máy phát điện tua-bin khí n va ac th 18 si lu an va n Hình 1.10 Sơ đồ nguyên lý máy phát điện tua-bin khí tn to Máy phát điện tua-bin khí thường sử dụng với công suất 1MW, ie gh nhiên ngày sử dụng module nhỏ với công suất từ 20kW đến p 500kW w Ưu điểm máy phát tua-bin khí: phân tán khác d oa nl + Chi phí đầu tư thấp giá thành thấp số công nghệ nguồn lu an + Độ bền cao, phải bảo dưỡng u nf va + Thuận tiện lắp đặt bảo dưỡng Nhược điểm máy: ll oi m + Gây tiếng ồn lớn, đòi hỏi cách âm cao 1.3.4.5 Pin nhiên liệu (Fuel Cells) z at nh + Hiệu suất lượng thấp so với số loại DG khác z Pin nhiên liệu thiết bị điện hóa mà biến đổi hóa thành @ gm điện nhờ q trình oxy hóa nhiên liệu, nhiên liệu thường dùng khí H2 l khí O2 khơng khí Q trình biến đổi lượng pin nhiên liệu trực m co tiếp từ hóa sang điện theo phản ứng hóa học: H2 + O2 = H2O + Dịng an Lu điện, có nhờ chất xúc tác, thường màng platin nguyên chất hỗn hợp platin, chất điện phân kiềm, muối cacbonat, oxi rắn,… n va ac th 19 si lu an n va p ie gh tn to Hình 1.11 Sơ đồ cấu tạo nguyên lý hoạt động pin nhiên liệu nl w Các loại pin nhiên liệu chung nguyên tắc mô tả dựa vào tế d oa bào nhiên liệu PME (Proton exchange membrane - tế bào nhiên liệu màng trao đổi lu proton) Các hệ thống pin nhiên liệu phân loại nhiều cách khác va an nhau, thông thường chúng phân loại theo chất điện phân Theo cách này, pin u nf nhiên liệu có loại chính: AFC (Alkaline Fuel Cell - tế bào nhiên liệu kiềm); ll PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cell - trao đổi hạt nhân qua mạng lọc), m oi công suất đạt khoảng 3kW đến 250kW; PAFC (phosphoric Acid Fuel Cell - tế bào z at nh nhiên liệu axit phosphoric), công suất đạt khoảng 100kW đến 200kW; MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell - tế bào nhiên liệu carbonat nóng chảy), cơng suất đạt z gm @ khoảng 250kW đến 10MW; SOFC (Solid Oxide Fuel Cell - tế bào nhiên liệu oxit rắn), công suất đạt khoảng 1kW đến 10MW; DMFC (Dierect Methanol Fuel Cell - l m co tế bào nhiên liệu methanol trực tiếp), công suất đạt khoảng 300kW đến 2,8MW Ưu điểm pin nhiên liệu: an Lu + Hiệu suất cao nguồn phát thông thường, đạt từ (40 ÷ 70)% n va + Khơng gây tiếng ồn ac th 20 si + Khơng phát thải khí gây hiệu ứng nhà kính nhiễm mơi trường Nhược điểm: + Cần dòng điện tử bề mặt để điều chỉnh điện áp + Chất đốt Hidro khó bảo quản vận chuyển + Các pin nhiên liệu cần có tuổi thọ tối thiểu 40.000h với ứng dụng cơng trình trạm phát điện Đây ngưỡng khó vượt qua với cơng nghệ hành + Pin nhiên liệu tích cồng kềnh, giá thành cao 1.3.4.6 Thủy điện nhỏ (Small Hydro Turbines) Thủy điện nhỏ (TĐN) thủy điện có cơng suất ≤ 30MW Thủy điện nhỏ lu an nước ta chủ yếu loại hình lợi dụng trực tiếp dịng chảy, khơng tạo thành hồ chứa n va hồ chứa dung tích nhỏ Loại thủy điện thường bao gồm đập nhỏ tn to không gây ảnh hưởng đến môi trường Những nhà máy thủy điện kiểu gh thiết kế với cột nước thấp, nằm dịng sơng nhỏ với độ dốc khơng p ie lớn sử dụng tồn lưu lượng dịng sơng phần lưu lượng w Việc xây dựng trạm TĐN không ảnh hưởng nhiều đến sống dân cư d oa nl xung quanh, đến môi trường, quy hoạch lãnh thổ, ô nhiễm đất đai ll u nf va an lu oi m z at nh z l gm @ Hình 1.12 Cơng trình xây dựng nhà máy thủy điện nhỏ m co Đặc điểm TĐN công suất thời điểm phụ thuộc vào lưu lượng an Lu nước thiên nhiên, không đổi phạm vi ngày đêm Vì cơng n va suất trạm TĐN ngày đêm coi cố định ln làm việc ac th 21 si phần gốc đồ thị phụ tải Do khơng có khả điều tiết nên công suất thiết kế công suất đảm bảo cố định ngày đêm, ngày khác cơng suất khác tùy theo điều kiện thủy văn Do tính đa dạng TĐN, đáp ứng nhu cầu sử dụng nhiều đối tượng khác tùy thuộc vào quy mô công suất, TĐN phân thành loại: thủy điện nhỏ (small hydropower), thủy điện mini (mini hydropower) thủy điện cực nhỏ (micro hydropower) Ở nước ta, nguồn thủy phân bố chủ yếu vùng núi phía Bắc, miền Trung, Tây Ngun, thuận lợi cho q trình Điện khí hóa nơng thơn, đặc biệt khu vực xa lưới có mật độ phụ tải nhỏ lu an Ưu điểm thủy điện nhỏ: n va + Chi phí nhân cơng thấp nhà máy điện thường tự động hóa + Tuổi thọ nhà máy lớn nhà máy nhiệt điện + Lợi ích lớn mà TĐN đem lại hạn chế giá thành nhiên liệu, tận dụng p ie gh tn to cao, công nhân làm việc chỗ lúc vận hành bình thường w tối đa nguồn tài ngun sẵn có oa nl + Có sức cạnh tranh giá so với nguồn lượng khác d Nhược điểm: lu an + Phải vận hành theo mùa phụ thuộc vào thiên nhiên u nf va + Có thể làm ảnh hưởng đến mơi trường dịng sơng hạ lưu + Ảnh hưởng đến cân sinh thái ll oi m 1.3.4.7 Năng lượng điện thủy triều (Tidal Energy) z at nh Công nghệ sản xuất điện từ lượng thủy triều chia thành dạng chính: xây đập thủy triều (barrage systems) loại sử dụng máy phát tua-bin (tidal z stream gennerators) @ gm Công nghệ xây đập thủy triều phát triển nhiều thập kỷ trước nước l Pháp Canada Với công nghệ này, điện thủy triều hoạt động giống TĐN, m co điểm khác biệt thủy triều có hai dịng nước lên nước xuống Khi thủy triều lên an Lu mực nước biển cao mực nước cửa sơng (hay hồ chứa), cịn thủy triều xuống ngược lại, mực nước biển lại thấp mực nước cửa sông (hay hồ chứa) n va ac th 22 si Trong hai trường hợp, chênh lệch mực nước tạo thành dòng nước làm quay tua-bin chạy máy phát để phát điện Biển lu Tua-bin & Máy phát an Sông Rance n va tn to Hình 1.13 Nhà máy điện thủy triều kiểu đập cửa sông Rance (Pháp) Công nghệ chủ yếu sử dụng máy phát tua-bin, chuyển gh p ie động lên xuống thủy triều tạo dòng chảy làm quay cánh tua-bin để chạy máy phát Các tua-bin thủy triều có hình dạng giống với tua-bin máy cánh tua-bin d oa nl w phát điện chạy sức gió, khác nguồn lượng sơ cấp làm quay ll u nf va an lu oi m z at nh z l gm @ m co Hình 1.14 Hệ thống máy phát tua-bin thủy triều Hệ thống máy phát - tua-bin (hình 1-14) cố định xuống đáy biển, hệ an Lu thống thường có hai tua-bin kép, nhìn giống “cối xay” nước n va ac th 23 si Những “cối xay” định hướng nhằm tận dụng nhiều lượng từ dòng chảy thủy triều Ưu điểm lượng thủy triều: - Công nghệ điện thủy triều kiểu đập: + Cải thiện giao thông: Tận dụng đập làm cầu giao thông qua sông + Nguồn lượng vơ tận, khơng phát thải khí nhà kính - Công nghệ sử dụng máy phát tua-bin: + Không làm ảnh hưởng đến hệ sinh thái, cảnh quan môi trường + Khơng phát thải khí nhà kính Nhược điểm: lu an - Công nghệ điện thủy triều kiểu đập: n va + Làm thay đổi mức thủy triều, tác động đến q trình lắng đọng trầm tích - Cơng nghệ sử dụng máy phát tua-bin: + Địi hỏi cơng nghệ cao, chống chọi với triều cường gió bão biển p ie gh tn to độ đục nước lưu vực cửa sông w + Ảnh hưởng đến giao thông đường biển oa nl + Vốn đầu tư lớn d 1.3.4.8 Năng lượng sinh khối (Biomass Energy) lu an Sinh khối bao gồm cối tự nhiên, trồng cơng nghiệp, tảo lồi u nf va thực vật khác, bã nông nghiệp lâm nghiệp Sinh khối bao gồm vật chất xem chất thải từ trình sản xuất thức ăn nước ll oi m uống, bùn/nước cống, phân bón, sản phẩm phụ gia (hữu cơ) công nghiệp z at nh thành phần hữu chất thải sinh hoạt Trong tài liệu [10] nêu cụ thể phân loại cơng nghệ z lượng sinh khối Theo đó, sinh khối chia làm hai nhóm, cạn nước @ gm Đồng thời, công nghệ để làm biến đổi sinh khối thành lượng bao gồm hai l loại nhiệt hóa sinh hóa Mỗi loại có tính chất khác nhau, ưu nhược điểm m co khác an Lu n va ac th 24 si lu Hình 1.15 Mơ hình phát điện sử dụng khí Biogass an va Nhiên liệu sinh khối dạng rắn, lỏng, khí,… đốt để phóng thích n lượng Sinh khối, đặc biệt gỗ, than gỗ cung cấp phần lượng đáng kể gh tn to giới Hiện nay, gỗ sử dụng làm nhiên liệu phổ biến nước phát triển Sinh khối chuyển thành dạng nhiên liệu lỏng ie p mêtanol, êtanol dùng động đốt trong; hay dạng khí sinh học (biogas) d oa nl w ứng dụng cho nhu cầu lượng quy mơ gia đình ll u nf va an lu oi m z at nh z gm @ m co Ưu điểm lượng sinh khối (NLSK): l Hình 1.16 Nhà máy điện sử dụng dạng lượng sinh khối + Phát triển nơng thơn lợi ích việc phát triển NLSK an Lu + Thúc đẩy phát triển công nghiệp lượng, công nghiệp sản xuất n va thiết bị chuyển hóa lượng, ac th 25 si + Là dạng lượng tái tạo có trữ lượng lớn, giúp giảm phụ thuộc vào dạng lượng hóa thạch truyền thống cạn kiệt + Vừa giảm lượng giác thải, vừa biến chúng thành sản phẩm hữu ích + Phát triển NLSK làm giảm biến đổi khí hậu, sức ép cho bãi rác, … + NLSK có điểm chớp cháy cao, đốt cháy hoàn toàn, an toàn tồn chứa sử dụng Nhược điểm NLSK: + NLSK tác động đến mơi trường Khí đốt nguồn sinh khối phát thải vào khơng khí bụi khí sulfurơ (SO2) Mức độ phát thải phụ thuộc vào nguyên liệu, cơng nghệ biện pháp kiểm sốt nhiễm lu an + Sản xuất lượng từ gỗ gây thêm áp lực cho rừng [9] n va 1.3.4.9 Năng lượng địa nhiệt (Geothermal Energy) tn to Năng lượng địa nhiệt lượng tách từ nhiệt lịng trái đất gh Năng lượng có nguồn gốc từ hình thành ban đầu hành tinh, từ hoạt động p ie phân hủy phóng xạ khoáng vật, từ lượng mặt trời hấp thụ w bề mặt trái đất Chúng sử dụng để nung tắm kể từ thời La Mã cổ đại, oa nl ngày dùng để phát điện d Hiện có ba loại nhà máy địa nhiệt điện: nước, nước nóng, chu trình an lu Nhà máy địa nhiệt điện nước sử dụng nước khai thác trực tiếp từ u nf va nguồn nhiệt lòng đất Hơi nước dẫn qua đường ống dẫn trực tiếp từ giếng ngầm đến nhà máy điện, dẫn đến làm quay tua-bin ll oi m để chạy máy phát điện z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 26 si lu an Hình 1.17 Nguyên lý sản xuất điện từ lượng địa nhiệt n va Nhà máy địa nhiệt điện sử dụng nước nóng phổ biến Người ta sử dụng nóng phun từ đất lên qua giếng mặt đất áp lực gh tn to nguồn nước nóng khoan từ đất với nhiệt độ 182 0C Lượng nước p ie Khi dịng nước nóng lên đến mặt đất, áp suất giảm lượng nước sơi sau bốc thành Sau nước tách khỏi nước sử dụng để quay nl w tua-bin máy phát điện Lượng nước cịn sót lại nước ngưng tụ bơm trở d oa lại vào lịng đất để tiếp tục sử dụng cách hiệu ll u nf va an lu oi m z at nh z l gm @ m co Hình 1.18 Nhà máy địa nhiệt điện Đối với nhà máy địa nhiệt điện chu trình, sử dụng nước có nhiệt độ thấp an Lu nhiệt độ từ 1070C đến 1820C Các nhà máy dùng lượng nhiệt từ nước nóng n va để đun sơi chất lỏng dẫn động, thường hợp chất hữu có điểm sơi thấp ac th 27 si Chất lỏng dẫn động bay bình trao đổi nhiệt lượng sử dụng để quay tua-bin Nước sau bơm vào mặt đất để làm nóng trở lại Nước chất lỏng dẫn động bảo quản tách toàn trình hoạt động nhà máy, quy trình sản xuất điện khơng có khí thải Ưu điểm lượng địa nhiệt: + Năng lượng địa nhiệt không phụ thuộc vào giá nhiên liệu + Khai thác lượng địa nhiệt có hiệu kinh tế, có khả thực thân thiện với mơi trường + Cơng nghệ có khả giúp giảm thiểu nóng lên tồn cầu triển khai rộng rãi lu an + Điện địa nhiệt xem bền vững tách nhiệt phần n va nhỏ so với lượng nhiệt Trái Đất tn to Nhược điểm lượng địa nhiệt: gh + Việc xây dựng nhà máy phát điện ảnh hưởng ngược lại đến p ie ổn định đất khu vực xung quanh w + Chi phí ban đầu cao phải khoan thăm dị tìm nguồn nhiệt oa nl 1.3.5 Xu hướng phát triển nguồn phân tán Việt Nam d 1.3.5.1 Tiềm phát triển nguồn phân tán Việt Nam an lu a Điện mặt trời: u nf va Việt Nam có nguồn NLMT dồi cường độ xạ mặt trời trung bình ngày năm phía bắc 3,69 kWh/m2 phía nam 5,9 kWh/m2 Lượng xạ ll oi m mặt trời tùy thuộc vào lượng mây tầng khí địa phương, z at nh địa phương nước ta có chêng lệch đáng kể xạ mặt trời Cường độ xạ phía Nam thường cao phía Bắc Các tỉnh phía Bắc (từ Thừa Thiên - Huế z trở ra) bình quân năm có chừng 1800 - 2100 nắng Trong đó, vùng @ An, Hà Tĩnh) xem vùng có nắng nhiều m co l gm Tây Bắc (Lai Châu, Sơn La, Lào Cai) vùng Bắc Trung Bộ (Thanh Hóa, Nghệ an Lu n va ac th 28 si Bảng 1.2 Cường độ xạ trung bình tháng số khu vực phía Bắc Nguyên Kạn Thái Giờ quan sát Bắc TT Vị trí Cường độ xạ (W/m2) lu T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 T12 6.5 29 14 31 61 211 146 155 101 42 32 36 9.5 405 334 469 876 479 1063 1083 919 724 725 506 169 12.5 530 849 1085 1580 909 1584 1387 1255 1061 915 689 353 15.5 388 681 860 175 461 365 1068 20 00 681 454 271 18.5 38 20 27 48 156 58 40 68 0 6.5 51 115 146 183 193 197 193 68 36 32 9.5 945 919 966 1159 1273 1373 1273 1378 1354 1185 906 759 12.5 1425 1185 1340 1489 1634 1747 1657 1620 1561 1315 1189 1053 15.5 770 700 1158 1120 942 731 554 441 18.5 40 25 0 835 1001 1295 1368 18 48 40 an n va Quảng Ninh tiềm điện mặt trời chưa cao tỉnh trên, song Trời tháng năm (đơn vị: MJ/m2.ngày) đo huyện Móng Cái Bảng 1.3 Tổng xạ mặt trời Móng Cái MJ/m2.ngày 18,81 19,11 17,60 13,57 11,27 9,37 nl Tháng Tháng 10 11 12 MJ/m2.ngày 17,56 18,23 16,10 15,75 12,91 10,35 p ie gh tn to thuộc vùng có tiềm điện mặt trời lớn Bảng 2.3 tổng xạ Mặt w d oa lu va an Nguồn: GIC Power b Tiềm điện gió: ll u nf Khai thác hiệu nguồn lượng quan tâm lớn tỉnh m oi Quảng Ninh tỉnh ven biển thuộc vùng Đông Bắc Việt Nam, 28 z at nh tỉnh, thành có biển, với đường bờ biển dài 250 km, có 40.000 hecta bãi triều 20.000 hecta eo vịnh, có 2/12 huyện đảo nước Tỉnh có 2.077 z hịn đảo, diện tích đảo chiếm 11,5% diện tích đất tự nhiên @ gm Căn vào liệu nhiều năm (25 năm) chế độ gió trạm khí tượng thủy l văn cô Tô kết đo gió trực tiếp năm Viện KHNL cho thấy chế độ m co gió Cơ Tơ có đặc điểm sau: Ở TP Cẩm Phả có hai mùa gió năm, mùa gió Đơng Bắc vào thời kỳ an Lu lạnh (từ tháng X đến tháng III) mùa gió Đơng Nam vào thời kỳ nóng (từ tháng IV đến tháng IX) Dựa vào sở liệu đo gió Cơ Tơ, nhà khoa học tiến n va ac th 29 si hành tính tốn xác định đại lượng đặc trưng chế độ gió, tiềm năng lượng gió độ cao 10m, 35m, 50m, 80m Kết tính tốn cho thấy lên cao lượng gió Cơ Tô lớn khả khai thác hiệu Nếu độ cao 10m mật độ lượng trung bình tổng lượng trung bình năm đạt 55.6W/m2 489.1kWh/m2 số tăng lên khoảng lần 383.1W/m2 3371.5kWh/m2 độ cao 80m Theo tiêu chuẩn đánh giá hiệp hội lượng gió giới, độ cao 25m thích hợp sử dụng điện gió cơng suất nhỏ, từ độ cao 50m đến 80m có khả sử dụng máy phát điện sức gió cơng suất vừa lớn Mức độ khai thác hiệu nguồn lượng phụ thuộc vào cơng nghệ điện gió Cơng nghệ đại, hiệu suất biến đổi cao hiệu khai thác nguồn lượng gió lớn Do đó, lu an nhà khoa học tiến hành nghiên cứu, phân tích đánh giá hiệu kinh tế kỹ n va thuật loại máy điện gió đại với thang cơng suất khác lựa chọn Mặc dù nguồn lượng gió mặt trời có đủ khả cung cấp gh tn to loại máy phù hợp với độ cao điều kiện cụ thể TP Cẩm Phả… lượng điện cho nhu cầu phát triển huyện đảo, nguồn lượng ie p phụ thuộc nhiều vào thiên nhiên nên khơng có khả cấp điện ổn định Phương w án cung cấp điện hợp lý nhà khoa học đề xuất kết hợp nguồn oa nl lượng tái tạo (chủ yếu nguồn điện gió) với nguồn điện truyền thống nguồn điện d lưới quốc gia Giảm việc tổn thất truyền tải lưới điện, đảm bảo điều kiện để ổn an lu định phát triển kinh tế du lịch va 1.3.5.2 Kế hoạch phát triển nguồn phân tán nước ta oi m 2030 (hình 1-19) ll u nf Dự báo công suất nguồn phân tán có tiềm nước ta tính đến năm z at nh z m co l gm @ an Lu Hình 1.19 Dự báo cơng suất nguồn phân tán Việt Nam đến năm 2030 n va ac th 30 si Theo nghiên cứu Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030 [11], nguồn phân tán bao gồm chủ yếu nguồn thủy điện nhỏ dạng lượng tái tạo khác chiếm từ (3 - 5)% tổng điện sản xuất toàn hệ thống điện tương lai giai đoạn Trong đó, TĐN điện gió chiếm phần lớn tỷ trọng nguồn lượng phân tán sử dụng lượng tái tạo Chi tiết kế hoạch phát triển nguồn phân tán liệt kê bảng 1-4: Bảng 1.4 Kế hoạch phát triển nguồn điện sử dụng lượng tái tạo giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030 Giai đoạn khai thác quy hoạch lu Loại lượng tiềm an (MW) n va Tổng tiềm Loại lượng kinh tế kinh tế - kỹ thuật 2011- 2016- 2021- 2026- - kỹ thuật khai thác 2015 (MW) (2011-2030) p ie gh tn to TT 2020 2025 2030 Thủy triều Sinh khối Khí sinh học d 0 0 81,22 7,4 2,5 4,5 6 2185 73 316 898 1594 1594 1594 0 0 64 100 210 319 319 319 42 32 88 181 181 181 1209 1679 2179 2829 2829 1479 2879 4279 4929 4929 va an lu 501 466 Thủy điện nhỏ 3573,2 z Tổng oi từ bãi rác m Gió ll (2011- 340 u nf Mặt trời oa thác z at nh nl w Địa nhiệt khai 2030) (%) Tổng Tổng tiềm gm @ 1.3.6 Kết luận l Nguồn điện phân tán cho thấy ưu điểm lợi ích m co thiết thực Trong đó, nguồn lượng tái tạo đặc biệt trọng có an Lu tiềm to lớn thân thiện với môi trường n va ac th 31 si Trên Thế giới, nguồn lượng phân tán ứng dụng rộng rãi với quan tâm sâu sắc sách phù hợp Đặc biệt, nước phát triển có mục tiêu rõ ràng lượng tái tạo quốc gia, nhằm khuyến khích phát triển mạnh mẽ loại lượng Tiềm nguồn lượng tái tạo nước ta dồi Nếu ưu tiên, trọng phát triển, đem lại nguồn lợi to lớn, khắc phục tình trạng thiếu điện giảm ô nhiễm môi trường lu an n va p ie gh tn to d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 32 si Chương TỐI ƯU HÓA VẬN HÀNH TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 2.1 Đặc tính tiêu hao nhiên liệu loại nguồn phát Hiện Việt Nam chủ yếu sử dụng nguồn phát điện nhiệt điện thủy điện; nguyên liệu cho nhà máy nhiệt điện chủ yếu than đá, nhà máy nhiệt điện chạy dầu chiếm tỉ lệ nhỏ 2.1.1 Nguồn phát thủy điện Nhà máy thủy điện (TĐ) nhà máy điện làm nhiệm vụ biến đổi lượng dòng nước thành điện Động sơ cấp dùng để quay máy phát lu điện nhà máy TĐ tuabin thủy lực, động an va nước biến đổi thành để làm quay máy phát điện Công suất n trục tuabin phụ thuộc vào lưu lượng nước chảy qua tuabin chiều cao cột nước gh tn to hiệu dụng Công suất nhà máy thủy điện xác định lưu lượng nước chiều cao cột nước hiệu dụng Hồ chứa phía thượng lưu phục vụ cho việc tích ie p nước, điều tiết dòng chảy phát điện Cùng với việc tăng chiều cao đập, thể nl w tích hồ chứa tăng lên, tăng cơng suất nhà máy Song việc tạo hồ chứa oa lớn có liên quan đến nhiều vấn đề kinh tế xã hội phức tạp, việc di dời d dân, dâng nước làm ngập vùng rộng lớn, xây dựng nhiều đập, giao thông vận lu u nf kiểu kênh dẫn va an tải Nhà máy TĐ chia thành loại chính: nhà máy TĐ kiểu đập, nhà máy TĐ ll Các Nhà máy thủy điện lớn hệ thống Sơn La, Hòa Bình m oi mùa mưa thường phát đầy tải Khi lưu lượng nước lớn lượng nước z at nh phải xả, để tận dụng việc xả thừa tổ máy huy động Lượng công suất huy động để tránh việc xả thừa cấp cho lượng công suất cần z gm @ thiết để vận hành Nhà máy thủy điện tích chế độ tích Khi đến cao điểm Nhà máy thủy điện tích huy động để đáp ứng hệ thống l m co Chi phí đầu tư: Chi phí đầu tư thủy điện phụ thuộc vào vị trí dự án, thơng thường vào 1.400USD/KW Đa số tổ máy thủy điện chạy khoảng 4000h/năm an Lu Trong q trình vận hành khơng có chi phí nhiên liệu chi phí OM khoảng 0,2 n va cents/kWh Chi phí sản xuất điện khoảng 8,02 cents/kWh ac th 33 si a Ưu điểm: - Chi phí tiêu hao nhiên liệu - Giá thành điện thấp 1/5 đến 1/10 nhiệt điện - Khởi động nhanh cần đến phút khởi động xong cho mang công suất, để khởi động tổ máy nhiệt điện (kể lò tuabin) phải đến - Có khả tự động hóa cao nên số người phục vụ tính cho đơn vị cơng suất 1/10 đến 1/15 nhiệt điện - Kết hợp vấn đề khác cơng trình thủy lợi, chống lũ lụt, hạn hán, giao thông vận tải, hồ thả cá, lu an - Hiệu suất cao   85  90 % va n b Nhược điểm: - Thời gian xây dựng dài - Công suất bị hạn chế lưu lượng chiều cao cột nước p ie gh tn to - Vốn đầu tư xây dựng nhà máy lớn w - Thường xa hộ tiêu thụ nên phải xây dựng đường dây cao áp tốn oa nl Nhà máy thủy điện kiểu kênh dẫn: thay việc phải xây đập cao nhà d máy thủy điện kiểu đập, nhà máy thủy điện kiểu kênh dẫn đưa xuống lu an nhà máy hệ thống kênh, máng, ống u nf va a Ưu điểm: Vốn đầu tư nhỏ, công suất ổn định không phụ thuộc vào mực nước b Nhược điểm: Khơng có hồ nước dự trữ nên khả điều tiết điều chỉnh ll oi z at nh 2.1.2 Nhà máy nhiệt điện m cơng suất khơng có Trong nhà máy nhiệt điện người ta dùng nhiên liệu than đá, dầu khí z đốt, than đá sử dụng rộng rãi @ gm Để quay máy phát điện, nhà máy nhiệt điện dùng tuabin nước, máy l nước (lô cô mô bin), động đốt tuabin khí, tuanbin nước có khả m co cho cơng suất cao vận hành kinh tế nên sử dụng rộng rãi an Lu Đối với Nhà máy Nhiệt điện, để vận hành kinh tế phải vận hành với công suất kinh tế (Pkt) Pkt thường lớn 70% công suất định mức Hơn n va ac th 34 si nữa, vào thấp điểm tổ máy nhiệt điện phát lượng công suất mà không đảm bảo tiêu kinh tế phải dấm lị Trong loại hình nhiệt điện chi phí đầu tư cho dự án nhiệt điện than cao nhất, với mức 1.200USD/kW nhà máy có cơng suất lớn, đại, mức độ nhiễm thấp Các nhà máy nhiệt điện khí có mức đầu tư khoảng 600USD/kW rẻ nhà máy nhiệt điện dầu với mức đầu tư khoảng 200USD/kW Thời gian xây dựng dự án tương đối dài, với dự án nhiệt điện than thời gian xây dựng khoảng 3-5 năm, nhiệt điện khí khoảng năm a Ưu điểm: - Có thể xây dựng gần khu công nghiệp nguồn cung cấp nhiên liệu để giảm lu chi phí xây dựng đường dây tải điện chuyên chở nhiên liệu an va - Thời gian xây dựng ngắn (3 đến 4) năm n - Có thể sử dụng nhiên liệu rẻ tiền than cám, than bìa khu b Nhược điểm: ie gh tn to khai thác than, dầu nặng nhà máy lọc dầu, trấu nhà máy xay lúa p - Cần nhiên liệu trình sản xuất giá thành điện cao w - Khói thải làm nhiễm mơi trường oa nl - Khởi động chậm từ đến đạt công suất tối đa, điều chỉnh công d suất khó, giảm đột ngột cơng suất phải thải nước vừa an lu lượng vừa nước ll điện khí) u nf va - Hiệu suất thấp:   30  40 % (Nhiệt điện than);   60  70 % (Nhiệt oi m 2.1.3 Đặc tính tiêu hao nhiên liệu z at nh Đặc tính chi phí nhiên liệu sản xuất điện nguồn thứ (i) biểu thị dạng hàm bậc hai theo công suất nguồn phát (với nguồn phát z nguồn truyền thống thủy điện nhiệt điện: @ l Trong m co ai, bi, ci (2.1) gm Ci ( Pi )  Pi  bi Pi  ci hệ số hồi quy tính tốn từ đặc tính thực nghiệm suất Pi cơng suất phát nguồn thứ i an Lu tiêu hao nhiên liệu nguồn thứ i n va ac th 35 si 2.2 Tối ưu hóa vận hành truyền thống Có nhiều lợi ích to lớn ngành điện thị trường hóa thực sự, hiệu sản xuất kinh doanh điện tăng lên, đầu tư vào nguồn lưới điện tối ưu hơn, chất lượng dịch vụ điện tăng lên rõ rệt… Tuy nhiên, Việt Nam, thị trường điện hình thành cấp độ 1- khâu phát điện cạnh tranh lợi ích to lớn chưa thể thuộc người tiêu dùng Thị trường phát điện cạnh tranh có 48 tổng số 102 nhà máy điện tham gia chào giá trực tiếp Năm 2015, tổng sản lượng điện thực phát nhà máy 52,86 tỷ kWh Trong thủy điện đạt 11,84 tỷ kWh nhiệt điện điện 44,03 tỷ kWh, chiếm khoảng 40,3% tổng sản lượng toàn hệ thống điện Do việc tối ưu hóa vận hành lu an lưới điện phân phối thực chất tối ưu hóa chi phí phát điện, đáp ứng n va đủ nhu cầu phụ tải tn to Bài tốn đặt là: Xây dựng mơdul tối ưu hóa công suất P áp dụng giải phân gh lập cơng suất P cơng suất Q hàm mục tiêu xem xét cực tiểu tổng p ie chi phí nhiên liệu nhà máy nhiệt điện hệ thống điện nhiều nút n w Min  Ci ( Pi ) i 1 (2.2) oa nl pi d Đặc tính chi phí nhiên liệu sản xuất điện nhà máy nhiệt điện lu u nf va sau: an thứ i biểu thị dạng hàm bậc theo công suất tác dụng nguồn phát Ci ( Pi )  Pi  bi Pi  ci ll (2.3) m z at nh ai, bi, ci oi Trong hệ số hồi quy tính tốn từ đặc tính thực nghiệm suất tiêu hao nhiên liệu nguồn thứ i z công suất phát nguồn thứ i gm @ Pi Bài toán điều độ phát điện tìm giá trị Pi vừa thỏa mãn điều kiện ràng l m co buộc vừa cực tiểu hóa hàm chi phí nhiên liệu Ct hệ thống Các điều kiện ràng buộc: an Lu - Cân công suất hệ thống: Đảm bảo chất lượng điện, vận hành hệ thống n va đảm bảo tổng công suất phát tổng công suất tiêu thụ cộng với tổn thất ac th 36 si ng P  P i i 1 D  PL (2.4) Trong đó: PD cơng suất tiêu thụ phía tải đường dây PD tổn hao công suất đường dây - Điều kiện giới hạn tổ máy: Công suất phát tổ máy nằm giới hạn vật lý Pi (min)  Pi  Pi (max) i  1, , ng (2.5) lu Trong đó: an Pi(max); Pi(min) giới hạn công suất nhà máy thứ i va n - Giới hạn công suất truyền tải đường dây: to tn Tùy theo tiết diện chủng loại đường dây chịu lượng công ie gh suất truyền tải định p max I DDij  I DDij (2.6) nl w Trong đó: oa dịng điện truyền tải đường dây dòng điện lớn mà d I DDij , I max DDij an lu dây dẫn chịu va - Giới hạn điện áp nút: u nf Vi  Vi  Vi max (2.7) ll Vi ,Vi max giới hạn điện áp nút oi m Trong đó: z at nh - Yêu cầu dự phòng quay, dự phòng tĩnh… z @ 2.3 Thị trường điện giá bán điện l gm 2.3.1 Thị trường điện Thị trường điện lực (TTĐL) hình thành Anh vào thập niên 90 m co kỷ trước việc không đảm bảo chất lượng điện ngành điện an Lu nước tồn giới Điều kiện hình thành TTĐL khơng phụ thuộc vào sách kinh tế, xã hội Nhà nước mà định điều kiện n va ac th 37 si kỹ thuật, cơng nghệ hệ thống điện Có nhiều điểm khác TTĐL nhiên TTĐL việc hộ tiêu thụ cuối tiêu thụ điện từ nhà máy sản xuất điện thông qua hệ thống truyền tải điện (được xem độc quyền tự nhiên) hình thành lên thị trường điện bán buôn nhà máy điện thị trường điện bán lẻ cho hộ tiêu thụ điện Tính đến nay, đa số ngành kinh tế Việt Nam chuyển đổi sang kinh tế thị trường, ngành điện độc quyền, vận hành theo mơ hình liên kết dọc truyền thống Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) sở hữu phần lớn nhà máy điện, nắm giữ toàn khâu truyền tải, phân phối lu kinh doanh bán lẻ điện Tổng Công ty mua bán điện thuộc EVN đơn vị nhất, an mua điện tất nhà máy điện (trong EVN ) bán điện cho tất va n hộ tiêu thụ điện toàn quốc Cơ chế hoạt động vừa độc quyền tn to mua vừa độc quyền bán, chưa thể gọi cạnh tranh Tóm lại, ie gh EVN tổ chức độc quyền kinh doanh điện tồn quốc, chưa có p cạnh tranh hoạt động khâu ngành điện nl w Một đặc điểm đáng quan tâm, năm gần hoạt động EVN oa hiệu quả, sản xuất kinh doanh thua lỗ, nợ nần, dẫn tới thiếu nguồn vốn cho đầu d tư phát triển, vay vốn khó khăn, thiếu minh bạch lòng tin với khách hàng lu va an đề xuất việc tăng giá điện EVN hoạt động yếu kém, nguyên nhân u nf quản lý doanh nghiệp quản lý vĩ mô Bộ chủ quản Nhà nước, phát ll triển chậm chạp thị trường điện cạnh tranh, để EVN nắm giữ độc quyền kinh doanh oi m điện lâu z at nh Phát triển thị trường điện cạnh tranh xu hướng phát triển chung nước giới, động lực cho hoạt động hiệu sản xuất kinh doanh z gm @ điện phát triển kinh tế xã hội Ngành điện Việt Nam khơng có đường l khác, phải nhìn thẳng vào thật để tìm giải pháp hữu hiệu đẩy nhanh phát m co triển thị trường điện canh tranh Chính phủ Việt Nam nhận thức được: Hình thành phát triển thị trường an Lu điện cạnh tranh chiến lược phát triển dài hạn ngành điện Việt Nam, thể n va ac th 38 si Luật Điện lực năm 2004 cụ thể hóa Quyết định 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 Thủ tướng Chính phủ lộ trình điều kiện hình thành phát triển cấp độ thị trường điện lực Việt Nam Theo định trên, thị trường điện Việt Nam hình thành phát triển theo cấp độ: Thị trường phát điện cạnh tranh (giai đoạn 2005-2014) Thị trường bán buôn cạnh tranh (giai đoạn 2014-2022) Thị trường bán lẻ cạnh tranh (giai đoạn sau năm 2022) Thành phần tham gia vào thị trường điện gồm: lu Công ty Phát điện: công ty kinh doanh lĩnh vực điện năng, chủ an yếu bán điện cho thị trường Các công ty nắm giữ nguồn điện hệ va n thống điện tn to Công ty Truyền tải: công ty kinh doanh lĩnh vực điện năng, không gh bán điện cho thị trường mà cơng ty cịn phải mua điện từ công ty p ie phát điện Thông qua hệ thống đường dây truyển tải xa, công ty truyển tải bán w điện cho hệ thông điện phân phối Tuyến đường dây họ sử dụng chủ yếu cấp điện oa nl áp 220kV 500kV d Công ty Điện lực: công ty bán điện lưới phân phối, an lu cơng ty thuộc tập đồn điện lực quản lý, mua điện từ lưới truyền tải phân phối u nf va điện tới khách hàng qua hệ thống lưới phân phối từ cấp điện áp 110kV trở xuống Thị trường phát điện cạnh tranh: Là cấp độ thị trường điện cạnh ll oi m tranh Việt Nam Trong giai đoạn này, có cạnh tranh khâu phát điện, z at nh chưa có cạnh tranh khâu bán buôn bán lẻ điện Khách hàng sử dụng điện chưa có hội lựa chọn đơn vị bán điện cho Các đơn vị phát điện cạnh z tranh bán điện cho đơn vị mua buôn (Công ty mua bán điện trực thuộc @ gm EVN ) thị trường giao qua hợp đồng mua bán điện dài hạn Cục Điều l tiết Điện lực quy định hàng năm tỷ lệ sản lượng điện mua bán qua hợp đồng m co điện giao dịch thị trường giao Ngày 01 tháng năm 2012 thị trường phát điện cạnh tranh Việt Nam bắt đầu vận hành Hiện thị trường an Lu điện thực khâu thứ n va ac th 39 si Nguồn Nguồn Nguồn Tổng Công ty truyền tải Công ty Điện lực Công ty Điện lực Khách hàng Công ty Điện lực Khách hàng Khách hàng Hình 2.1 Sơ đồ thị trường phát điện cạnh tranh Thị trường bán bn điện cạnh tranh: Hình thành đơn vị bán buôn để lu an tăng cường cạnh tranh khâu mua bán điện Khách hàng lớn công ty n va phân phối quyền mua điện trực tiếp từ đơn vị phát điện thông qua thị từ đơn vị phát điện cạnh tranh bán điện cho đơn vị phân phối khách gh tn to trường từ đơn vị bán buôn Các đơn vị bán buôn điện cạnh tranh mua điện hàng lớn Chưa có cạnh tranh khâu bán lẻ điện, khách hàng sử dụng nhỏ chưa ie p có quyền lựa chọn đơn vị cung cấp điện Bước sang năm 2017-2018, trước bước w vào thị trường bán bn điện cạnh tranh EVN bước đưa Tổng công oa nl ty điện lực tham gia thị trường điện cách thực tế Nghĩa họ mua từ 5- d 10% sản lượng điện nhà máy thông qua thị trường bán bn, phần cịn lại lu Nguồn Nguồn Nguồn Nguồn Nguồn ll u nf Nguồn va an tiếp tục mua qua Thị trường phát điện cạnh tranh oi m z at nh Công ty truyền tải Công ty truyền tải z KH KH KH CT PP CT PP CT PP KH m co l CT PP gm CT PP @ CT PP KH KH an Lu Hình 2.2 Sơ đồ thị trường bán bn điện cạnh tranh n va ac th 40 si Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh: Sự cạnh tranh diễn khâu: phát điện, bán buôn bán lẻ điện Khách hàng nước lựa chọn đơn vị bán điện cho (đơn vị bán lẻ điện) mua điện trực tiếp từ thị trường Các đơn vị bán lẻ điện cạnh tranh mua điện từ đơn vị bán buôn, đơn vị phát điện từ thị trường để bán lẻ cho khách hàng sử dụng điện Tại phải có bước này, bước chuyển từ thị trường phát điện cạnh tranh sang thị trường bán buôn điện cạnh tranh bước chuyển lớn bản, thay đổi mơ hình tổ chức công tác sản xuất kinh doanh điện suốt thời gian vừa qua Ảnh hưởng thị trường bán buôn tác động lớn đến mặt hoạt động chung ngành điện nên cần có bước thận trọng, phù hợp với điều kiện thực tế lu an Nguồn Nguồn Nguồn Nguồn Nguồn Nguồn n va to tn Lưới truyền tải, p ie gh thị trường bán buôn CT PP CT PP CT PP Bán lẻ KH KH KH oa nl w CT PP Bán lẻ d Lưới phân phối, KH KH ll u nf va KH an lu thị trường bán lẻ oi m Hình 2.3 Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh z at nh Sự hình thành phát triển thị trường điện với cấp độ cần thiết Thực thành cơng lộ trình phát triển thị trường điện, đưa vào hoạt động thị trường điện z gm @ cạnh tranh tạo thay đổi tích cực hoạt động điện lực Việt Nam, nâng cao tính minh bạch hiệu sản xuất kinh doanh điện, hạ giá l m co thành tạo sở giảm giá bán điện Phát triển thị trường điện cạnh tranh xu hướng tất yếu kinh tế thị trường, mang lại lợi ích chung cho người cung cấp an Lu người tiêu thụ điện Nhưng phải trải qua cấp độ từ năm 2005 đến 2022 dài, n va cứng nhắc, cấp độ thực khơng có đan xen lẫn nhau, phải xong cấp độ ac th 41 si chuyển sang cấp độ khác Như phải sau gần 20 năm thực hiện, đến năm 2022 Việt Nam có thị trường điện cạnh tranh hoàn chỉnh Thực chất xem dự án đổi chế quản lý kinh tế ngành điện nhằm chuyển đổi từ chế hoạt động độc quyền lạc hậu hiệu sang chế thị trường cạnh tranh đại Về kinh nghiệm hoạt động quản lý doanh nghiệp nhà nước cho thấy tồn lực nắm giữ điều hành theo chế cũ, độc quyền không muốn chí gây cản trở cho q trình đổi Đành rằng, hình thành phát triển thị trường điện cạnh tranh nước ta phức tạp mẻ, nhiên khơng có giải pháp khẩn trương, liệt hậu xấu chế độc quyền tiếp tục tồn phát triển, gây nên tổn lu an thất khôn lường cho ngành điện kinh tế n va 2.3.2 Hiện trạng giá điện tn to Giá điện Việt Nam, từ năm 1992 đến điều chỉnh tăng chục lần, gh năm 2011 điều chỉnh lần: ngày 01 tháng năm 2011 tăng 15,28% so với năm p ie 2010, ngày 20 tháng 12 năm 2011 tăng tiếp 5% Tính đến giá điện bình quân w (kể thuế VAT) 1.622 đ/kWh.Biểu giá điện sau lần điều chỉnh có cải oa nl thiện, nhiên chưa đáp ứng mục tiêu chủ yếu định giá điện: hiệu d kinh tế, công xã hội, khả thi tài an lu Giá bán điện ban hành qua kỳ điều chỉnh chưa thuyết phục, mang u nf va nặng chế hành chính, thiếu sở khoa học, thiếu minh bạch, khó thuyết phục đồng thuận nhà khoa học, quản lý, nhà đầu tư tham gia sản xuất điện, ll oi m khách hàng sử dụng điện Hậu quả, doanh nghiệp người dân trả z at nh thêm số tiền khơng có sở, gây thêm áp lực sản xuất đời sống, doanh nghiệp sản xuất điện bán cho EVN phàn nàn không tăng z giá bán sau lần điều chỉnh giá @ gm Một số nhà lãnh đạo Bộ Công thương EVN cho giá điện Việt l Nam thấp, nên không thu hút đầu tư, hoạt động SX KD điện EVN lỗ m co tạo nên áp lực tăng giá điện xã hội, gây tâm lý không tốt khách an Lu hàng Giá điện thấp hay cao, phải vào điều kiện phát triển KT-XH đất nước thu nhập người dân, điều kiện tài nguyên cho sản xuất điện,… So n va ac th 42 si sánh với nước có thu nhập cao (Mỹ, Anh, Pháp, ) hay nước thiếu tài nguyên lượng sơ cấp cho sản xuất điện (Nhật bản, Hàn quốc, ) để kết luận Việt nam có giá điện thấp khập khiễng Trong điều kiện KT-XH, hoạt động DN, thu nhập người dân nguồn tài nguyên đa dạng cho sản xuất điện đặc biệt đưa vào với nhà máy thủy điện với giá thành rẻ năm 2012, giá bán Việt nam thấp Phương pháp xây dựng biểu giá điện chủ yếu dựa chi phí thống kê hoạch tốn giá thành EVN (chưa đủ độ tin cậy), với mục đích bù lỗ mà khơng tính đến ngun nhân biện pháp giảm chi phí, chưa áp dụng phương pháp phổ biến đại theo chi phí biên dài hạn, chưa xây dựng biểu giá thành lu an phần: công suất điện năng, điều chỉnh giá điện ý đến yếu tố làm tăng n va giá điện mà chưa quan tâm đến giảm giá điện mùa nước việc tăng công suất tn to thủy điện, giảm tổn thất, giảm giá thành ie gh Biểu đồ giá điện p 1650.000 ll u nf va an 1450.000 lu 1500.000 d 1550.000 oa nl w 1600.000 m 1400.000 oi 2012 z at nh 1350.000 2011 2013 2014 2015 2016 z Hình 2.4 Biểu đồ giá điện @ l gm Quan điểm giá điện thị trường điện - Về nguyên tắc, việc lập điều chỉnh giá điện từ có thị m co trường điện cạnh tranh hoàn hảo Việt Nam, cần thiết dựa vào sở sau đây: i/ an Lu Chính sách lượng quốc gia, sách giá lượng đặc biệt sách giá điện.ii/ Điều kiện phát triển kinh tế - xã hội đất nước khả chi trả n va ac th 43 si người dân iii/ Quan hệ cung cầu điện iiii/ Chi phí sản xuất kinh doanh lợi nhuận hợp lý đơn vị điện lực nhằm đảm bảo phát triển tài cho phát triển ngành điện iiiii/ Mức độ phát triển thị trường điện lực Trong đó, chi phí sản xuất kinh doanh giá thành sản xuất điện tồn ngành cần tính tốn xác định đắn, minh bạch theo hạng mục quy định: giá thành bình quân nhà máy điện, truyền tải, phân phối, phụ trợ, chênh lệch tỷ giá, cần kiểm toán trước ban hành giá - Về giá điện, quan trọng giá bán lẻ bình quân biểu giá bán lẻ cho khách hàng trực tiếp dùng điện Thị trường điện nơi giao dịch hai đối tượng chủ yếu: người cung cấp người tiêu thụ trực tiếp thông qua giá Người lu an cung cấp thị trường điện bao gồm đơn vị sản xuất, truyền tải, phân phối n va quản lý: người tiêu thụ bao gồm khách hàng trực tiếp dùng điện Giá bán tn to điện xác định sở giá thành sản xuất, truyền tải, phân phối lợi nhuận gh hợp lý, với đồng thuận người khách hàng Nhà nước định giá bán lẻ p ie bình quân biểu giá điện w 2.4 Tối ưu hóa vận hành lưới điện thị trường điện oa nl Trong thị trường điện cạnh tranh, cơng ty điện lực khơng cịn độc d quyền, dịch vụ liên quan tới ngành điện chất lượng điện phải tăng an lu lên để thu hút khách hàng mới, giữ chân khách hàng cũ Trong hệ thống điện u nf va độc quyền, tốn vận hành cơng ty phát điện tối giảm hóa chi phí sản xuất, thị trường điện cạnh tranh ưu tiên số công ty điện tối đa ll oi m hóa lợi nhuận Vậy vận hành tối ưu hóa lưới điện phân phối thị trường điện z at nh tăng cao lợi nhuận công ty điện N  N  MaxPi  t  Pi t   Ci  Pi   i 1  i 1  (2.8) z @ giá điện cục điều tiết đưa Ci chi phí vận hành nguồn phát i Ci chi phí vận hành nguồn phát i an Lu công suất phát nguồn thứ i m co Pi l thời điểm ngày gm t n va ac th 44 si điều kiện giới hạn công suất phát nhà máy hệ thống xét: Pi (min)  Pi  Pi (max) i  1, , ng (2.9) Trong đó: Pi(max); Pi(min) giới hạn cơng suất nhà máy thứ i 2.5 Mô tả toán nghiên cứu Yêu cầu vận hành kinh tế hệ thống điện đảm bảo an toàn tuyệt đối cho hệ thống điện, đảm bảo chất lượng phục vụ, có chi phí sản xuất, truyền tải phân phối thấp Do đó, việc giảm tối thiểu chi phí sản xuất điện mục tiêu việc phân bố tối ưu nguồn phát hệ thống điện, đặc biệt bước vào thị trường cạnh tranh bước hình thành nước ta Chi phí sản lu xuất điện bao gồm: an - Chi phí nhiên liệu va - Tổn thất điện n - Chi phí để khắc phục hậu quả, sửa chữa thiết bị hỏng cố - Chi phí tiền lương p ie gh tn to - Chi phí bảo dưỡng định kỳ w - Khấu hao thiết bị oa nl Để giảm chi phí nhiên liệu vận hành, ý đến vấn đề sau: Ưu tiên tăng lượng công suất phát nguồn gần phụ tải nhằm giảm tổn d an lu hao truyền tải dẫn đến giảm chi phí tiêu hao nhiên liệu toàn hệ thống va Ưu tiên tăng lượng cơng suất phát nguồn có tiêu hao nhiên liệu thấp ll u nf Lập kế hoạch vận hành chi tiết cho tuần lễ gồm: thành phần tổ máy tham m gia vận hành ngày, oi Lập kế hoạch vận hành ngày đêm cách xác định công suất phát z at nh nhà máy tham gia vận hành, kế hoạch ngừng khởi động lại tổ máy Kế hoạch sản xuất bao gồm kế hoạch bảo dưỡng định kỳ tổ máy năm z gm @ Vấn đề giảm tổn thất điện năng: việc có ý nghĩa lớn vận hành lưới điện Giảm tổn thất điện bao gồm biện pháp cần thêm vốn đầu tư l m co biện pháp khơng cần vốn đầu tư Có biện pháp thực lần quy hoạch thiết kế hệ thống điện chọn dây dẫn kết hợp điều kiện tổn thất vầng an Lu quang; có biện pháp chuẩn bị quy hoạch thiết kế thực vận hành phân bố tối ưu công suất phản kháng, điều chỉnh điện áp n va ac th 45 si Bài toán phối hợp vận hành kinh tế tổ máy phát điện để đạt lợi nhuận cực đại Từ số liệu ban đầu tổ máy như: công suất cực đại, cơng suất cực tiểu, số chi phí nhiên liệu tổ máy, khả tăng công suất, khả giảm công suất tổ máy, giá điện sàn thị trường Trong q trình tính tốn để giải toán, giả thuyết thị trường điện thị trường cạnh tranh hồn hảo, khơng có chi phối EVN, khơng có làm giá nhà máy điện có cơng suất lớn (có khả chi phối đến an ninh hệ thống), tổng nguồn điện hệ thống dư thừa mà nhà máy điện cạnh tranh phát điện cách công dựa vào giá điện thị trường điện Lợi nhuận phát điện số dư giá bán trừ cho chi phí phát điện, để lu an lợi nhuận tối đa chi phí phát điện phải tối thiểu, quan hệ thể qua va biểu thức sau: n Trong λk (2.8) p ie gh tn to 24 N N   LN    t  Pi t   Ci  Pi t    t Pmt  t 1  i 1 i 1  giá điện cục điều tiết đưa thời điểm ngày w công suất phát nguồn thứ i oa nl Ci chi phí vận hành nguồn phát i d Pi lu Công suất mua từ công ty điện phân phối nguồn điện phân an Pm N số nguốn phát tổng doanh thu công ty điện oi m N  t  Pi t ll u nf va tán không đủ cung cấp cho phụ tải z at nh i 1 chi phi sản xuất điện  t Pmt chi phí mua điện từ trường điện phân phối nguồn điện z  Ci  Pi  N gm @ i 1 m co l phân tán không đủ đáp ứng nhu cầu phụ tải Chi phí nhiên liệu tổ máy xác định theo công thức (2.3): i 1 an Lu N Ct   Ci  Pi    Pi  bi  Pi  ci n va ac th 46 si Giá điện thị trường  (t ) giá điện ta xét có thay đổi theo (Δt = 1) Nên xét suất tăng công suất ta phải xét theo thời điểm (giờ) lu an n va ie gh tn to p Hình 2.5 Lợi nhuận chi phí Trong hình 2-5 ta thấy vùng mà giá điện thị trường nằm phía chi w oa nl phí phát điện đạt lợi nhuận khoảng đó, nghĩa tổng chi phí để tổ máy d phát công suất lên lưới thấp giá điện thị trường nên đạt lợi nhuận Còn vùng lu an mà giá điện thị trường nằm phía chi phí phát điện khơng thu lợi nhuận u nf va ta cho tổ máy phát công suất lên lưới, nghĩa giá điện thị trường thời điểm ll xét thấp chi phí phát điện tổ máy oi m Yếu tố chi phí vận hành máy phát nhiên liệu đầu vào/giờ, z at nh yếu tố cịn lại góp phần nhỏ Chi phí nhiên liệu có ý nghĩa trường hợp nhà máy nhiệt điện nhà máy điện nguyên tử, ngược lại với z nguồn lượng tái tạo miễn phí chi phí vận hành khơng cịn ý nghĩa @ gm Lúc nguồn điện sử dụng lượng tái tạo phụ tải âm (nghĩa m co l tùy theo điều kiện tự nhiên thời điểm đó, nguồn lượng ln phát hết cơng suất an Lu n va ac th 47 si Công suất phát (MW) lu Hình 2.6 Đường cong nhiên liệu đầu vào- công suất phát an n va Đường cong đầu vào đầu tổ máy thể đơn vị tn to triệu kilocalo giờ, ngược lại đầu sử dụng đơn vị MW Đường cong chi gh phí thực thực nghiệm Đường cong điển hình biểu p ie diễn hình 1.2, (MW)min công suất phát nhỏ tổ máy phát, w (MW)max công suất phát lớn tổ máy phát, đường cong nhiên liệu đầu oa nl vào-công suất đầu không liên tục d Các ràng buộc tổ máy: an lu Ràng buộc suất tăng công suất tổ máy trình khởi động tổ u nf va máy (UR) Phụ thuộc vào loại tổ máy khác Giả sử thời điểm t với giá điện λ(t) tổ máy thứ i phát công suất Pt, thời điểm (t +1) giả sử với giá ll oi m điện λ(t +1) > λ(t) lúc tổ máy phát cơng suất P(t+1) ràng buộc z at nh suất tăng công suất nên Pi  t   UR  Pi (t  1) Ràng buộc suất giảm công suất tổ máy trình xuống máy tổ z máy (DR) Giả sử thời điểm t với giá điện λ(t) tổ máy thứ i phát cơng suất @ gm Pt, thời điểm (t +1) giả sử với giá điện λ(t +1) < λ(t) với giá điện m co l khơng đủ để chi phí nhiên liệu cho tổ máy nghĩa lúc ta phát cơng suất phải chịu lỗ ta phải giảm công suất phát hay dừng tổ máy lại Nếu DR (tức P(t+1) > Pt + DR) công suất phát = an Lu Pmax > DR muốn dừng tổ máy ta phải giảm công suất phát tổ máy cấp n va ac th 48 si - Ràng buộc công suất phát cực đại tổ máy thứ i (Pmax): công suất phát lớn tổ máy thứ i có khả phát thỏa mãn điều kiện ràng buộc - Ràng buộc công suất nhỏ tổ máy thứ i (Pmin): công suất nhỏ tổ máy thứ i tổ máy muốn phát công suất lên lưới - Ràng buộc thời gian lên máy xuống máy tổ máy thứ i: từ ràng buộc cho phép ta tính tốn thời gian phát công suất tổ máy thời gian xuống máy tổ máy thứ i Vấn đề đặt trình vận hành tổ máy là: thời gian t, chi phí phát điện tổ máy lớn so với giá điện thị trường khoảng thời gian khác chi phí phát điện thấp so giá điện thị trường, thời điểm lu an t xuống máy hay chấp nhận chịu lỗ để sau phát bù lại khoảng thời gian phát n va công suất bị lỗ Để giải vấn đề ta phải xét tiếp đến chi phí khởi động tn to thời gian lên máy tổ máy thứ i Lúc khơng tính lợi nhuận tổ gh máy thứ i thời điểm t mà phải tính lợi nhuận tổ máy khoảng thời gian p ie Δt = tkđ Nghĩa ta phải cộng lợi nhuận khoảng thời gian Δt Nếu lợi nhuận w nhỏ ta khơng phát cơng suất thời điểm t mà xuống máy, oa nl lợi nhuận lớn ta chấp nhận chịu lỗ thời để t mà không cần phải d xuống máy Ta chấp nhận chi phí nhiên liệu thời điểm nhằm đáp ứng cho an lu khả phát công suất thời điểm u nf va Dựa vào chi phí nhiên liệu tổ máy ràng buộc tổ máy, đề tài xây dựng giải thuật để giải tốn nhằm mục đích xác định cơng suất ll oi m phát thời điểm ứng với giá điện thị trường để lệnh điều khiển tổ z at nh máy phát điện cho lợi nhuận mang trình phối hợp lớn 2.6 Phương pháp giải toán tối ưu phối hợp tổ máy phát điện thị z trường điện @ gm Phối hợp tổ máy phát điện cho đạt lợi nhuận cực đại vấn đề lớn l trình vận hành, giải pháp với lợi nhuận đạt cực đại gọi giải pháp m co tối ưu Xét toàn thời gian đủ lớn, giải pháp đạt tối ưu giải pháp an Lu tìm gọi tối ưu Một số tác giả nghiên cứu vấn đề với phương pháp khác Một phương pháp toán học phổ biến sử dụng n va ac th 49 si Lagrangian relaxation cải tiến [4, 5], quy hoạch động [9, 10], phương pháp trí tuệ nhân tạo giải thuật di truyền học [2, 6, 12], mạng nơ ron nhân tạo [18, 19], giải thuật mờ [14] Trong [4, 5] tác giả đề xuất phương pháp Lagrangian relaxation cải tiến cho vấn đề phối hợp tổ máy phát Thuật toán Lagrangian relaxation cải tiến đưa kiểm tra so sánh với Lagrangian Relaxation thơng thường (LR), thuật tốn di truyền (GA), lập trình tiến hóa (EP), Lagrangian Relaxation thuật toán di truyền (LRGA), thuật toán di truyền dựa phân loại đặc trưng đơn vị (GAUC) hệ thống với số tổ máy phát từ 10 đến 100 Kết đạt phương pháp chi phí thấp thời gian tính tốn nhanh phương pháp áp lu an dụng cho hệ thống n va Quy hoạch động (Dynamic Programming, DP) [9, 10] tản kỹ thuật tn to ứng dụng vấn đề tối ưu hóa tổ máy sử dụng rộng rãi gh giới Kỹ thuật quy hoạch động sử dụng giải thuật tìm kiếm gồm nhiều giai đoạn p ie để đạt giải pháp tối ưu việc liên kết hệ thống lại với Ưu điểm w giải pháp tính linh hoạt tính thích nghi giải pháp - chúng dễ oa nl dàng sửa đổi đặc trưng mơ hình hệ thống đặc biệt d Sự tìm kiếm giải thuật tối ưu thiết lập xuất phát từ khoảng thời an lu gian cuối quay trở lại trạng thái ban đầu Giải thuật lờ trạng thái u nf va trước tổ máy khơng thể tính đến phụ thuộc thời gian giá khởi động cực tiểu ràng buộc thời gian lên máy xuống máy ll oi m Một giải thuật khác, tìm kiếm xuất phát từ khoảng thời gian đầu đến cuối z at nh cùng, lưu trữ chi phi vận hành lợi nhuận q trình tính tốn, sau quay lại tìm khoảng cuối đến để đưa vào hoạch định tối z ưu Phương pháp thứ hai khơng cho phép trạng thái trước tổ máy @ gm vận hành mà cịn tính tốn cơng đoạn; Nó cho phép điều kiện l ban đầu dễ dàng Vì vậy, việc tính tốn đạt khoảng thời gian m co theo yêu cầu an Lu Vấn đề giải pháp quy hoạch động xác định đường cong Cho hệ thống gồm N tổ máy, có 2N-1 khả liên kết thời điểm Trong n va ac th 50 si ràng buộc tổ máy hệ thống hệ thống tiêu biểu nhằm giảm bớt số lượng này, lưu trữ khả liên kết khả thi hay nửa mà không đạt cho dù hệ thống bình thường Vì vậy, giải thuật Heuristic (sửa sai) tìm kiếm để giải cho tất mối liên kết tổ máy Heuristic không sử dụng nhiều giải pháp tối ưu số trường hợp yêu cầu số ràng buộc đạt giải pháp Trong đó, từ vấn đề lợi nhuận tối đa việc phối hợp tổ máy xác định cho tổ máy, giả thuật quy hoạch động cho tổ máy sử dụng Giải thuật di truyền học [2, 6, 12] mục đích tổng quát kỹ thuật tối ưu hóa giải thuật di truyền hoc tìm thấy hệ thống sinh vật học lu an Giải thuật di truyền gồm tập hợp tế bào có kích thước va phần tử ma trận Nhiễm sắc thể giải thuật di truyền học bao n tn to gồm chuỗi số nguyên luân phiên đại diện cho chuỗi chế độ vận hành trước gh tổ máy (các hoạt động/lần đặt trước) Kết đạt thuật toán mạnh p ie mẽ thời gian thực cải thiện Ngoài ra, số lần tối thiểu tổ máy lên w xuống mã hoá trực tiếp nhiễm sắc thể, tránh việc sai số sai oa nl lệch khơng gian tìm kiếm Kết thử nghiệm với hệ thống lên đến 100 tổ máy d suốt 12 an lu Lợi nhuận tối đa việc phối hợp tổ máy, thích hợp tế bào u nf va đo lường thông qua mức độ lợi nhuận chúng sau tính tổng lợi nhuận tế bào thích hợp Nhược điểm giải pháp tốc độ hội tụ giải pháp ll oi m Phương pháp mạng neuron nhân tạo tài liệu [18] trình bày để giải z at nh toán vận hành phối hợp vận hành tối ưu tổ máy phát điện Mạng neuron nhân tạo (ANN) mô hình hệ thống não người Chúng mơ thơng qua z lớp neuron trình xử lý phần tử gọi neuron Mỗi neuron @ l Các neuron liên kết với neuron khác gm nhận đầu vào từ số neuron lân cận khác, có ngõ m co Neuron lớp liên kết với neuron khác chúng không an Lu kết nối với neuron Trong đó, neuron lớp ln ln liên kết với neuron khác lớp Việc liên kết với neuron khác n va ac th 51 si thay đổi hệ số trọng lượng kết nối Ngõ neuron tổng tất ngõ vào hệ số trọng lượng chúng Thiết kế mạng neuron gồm: - Sắp xếp neuron lớp - Xác định loại kết nối neuron lớp khác - Xác định đường ngõ vào neuron ngõ - Kiểm tra hệ số trọng lượng kết nối Như từ việc thành lập ngõ vào mạng neuron ta ứng dụng chúng vào toán phối hợp tổ máy tối ưu, coi ngõ vào mạng neuron tổ lu máy ta tìm ngõ mạng neuron trạng thái tổ máy để đạt lợi an nhuận tối đa va n Hiện mạng neuron ứng dụng rộng rãi toán điện Tuy tn to nhiên việc xác định lớp loại liên kết mạng neuron cịn gây khó khăn để huấn ie gh luyện mạng neuron khoảng thời gian định Phương pháp yêu cầu p nhiều thời gian để huấn luyện thành công mạng neuron nl w Ứng dụng giải thuật mờ [14] trình bày để giải toán phối hợp d oa tổ máy phát điện Giải thuật mờ sử dụng nhiều toán điện, an lu đặt biệt toán mà ngõ dùng để điều khiển đối tượng Nhược điểm va giải thuật mờ biến ngõ vào không rõ ràng, việc vận m 2.7 Kết luận ll u nf dụng cơng thức tốn học để tính tốn chúng gặp nhiều khó khăn oi Các phương pháp khác trình bày để giải tốn tối ưu z at nh hóa vận hành nguồn phân tán có tiêu hao nhiên liệu trường điện z phát điện cạnh tranh phối hợp tổ máy phát, đưa ưu nhược @ gm điểm phương pháp Từ đưa thuật tốn tồn diện kết hợp l mạnh phương pháp khác khắc phục điểm yếu m co phương pháp phù hợp để giải vấn đề Các phương pháp lập trình tốn học an Lu đề xuất quy hoạch động (DP), Lagrangian Relaxation, lập trình số nguyên hỗn hợp (Mixed Integer Programming) n va ac th 52 si Như tốn có nhiều phương pháp tiếp cận vấn đề, tốn tối ưu hóa tổ máy phát điện có nhiều tác giả giải vấn đề theo nhiều cách khác nhau, phương pháp có ưu nhược điểm riêng [1.3] Trong đề tài tác giả xây dựng Mô hình tốn học sử dụng Hàm chi phí phát điện tổ máy phát điện để giải vấn đề lu an n va p ie gh tn to d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 53 si Chương THUẬT TOÁN UNIT DECOMMITTMENT TRONG VẬN HÀNH TỐI ƯU CÁC TỔ MÁY PHÁT ĐIỆN 3.1 Đặt toán Bài toán phối hợp tổ máy phát điện để đạt lợi nhuận cực đại Từ số liệu ban đầu tổ máy như: công suất cực đại, công suất cực tiểu, số chi phí nhiên liệu tổ máy, khả tăng cơng suất, khả giảm công suất tổ máy, giá điện sàn thị trường Trong trình tính tốn để giải tốn, giả thuyết thị trường điện thị trường cạnh tranh hồn hảo, khơng có chi phối EVN, khơng có làm giá lu an nhà máy điện có cơng suất lớn (có khả chi phối đến an ninh hệ thống), n va tổng nguồn điện hệ thống dư thừa mà nhà máy điện cạnh tranh phát điện Lợi nhuận phát điện số dư giá bán trừ cho chi phí phát điện gh tn to cách công dựa vào giá điện thị trường điện ie chi phí mua điện từ cơng ty điện lực có, để lợi nhuận tối đa chi phí phát p điện phải tối thiểu, quan hệ thể qua biểu thức sau: N  t N t  LN     Pi   Ci  Pi t    t Pmt  t 1  i 1 i 1  lu Trong (3.1) d oa nl w 24 giá điện cục điều tiết đưa thời điểm ngày Ci công suất phát nguồn thứ i Pi chi phí vận hành nguồn phát i Pm Công suất mua từ công ty điện phân phối nguồn điện phân ll u nf va an λk oi m N N tổng doanh thu công ty điện i 1 gm  Pi t @ t z  số nguốn phát z at nh tán không đủ cung cấp cho phụ tải chi phi sản xuất điện  t Pmt chi phí mua điện từ trường điện phân phối nguồn m co l  Ci  Pi  N i 1 an Lu điện phân tán không đủ đáp ứng nhu cầu phụ tải n va ac th 54 si Yêu cầu đặt công ty điện lực tối đa hóa lợi nhuận: N  t N  MaxPi   Pi   Ci ( Pi )  i 1  i 1  (3.2) điều kiện ràng buộc là: N Cân cơng suất: P  P i 1 t m i  Ptait  Pttt t t t Giới hạn công suất: Pi  Pi  Pi max t t Giới hạn công suất mua từ công ty điện phân phối: Pm  Pm max lu an Thời gian bật tắt Ton ≥ Ton Toff ≥ Toff n va Chế độ bật tắt tổ máy: Pi  t   UR  Pi (t  1) UR suất tăng công suất tổ máy trình khởi động tổ máy ie giới hạn công suất nhà máy thứ i gh tn to Trong đó: p Pi t , cơng suất mà tải đòi hỏi hệ thống phải cung cấp d oa nl Ptait w Pi t max lu công suất tồn thất mua điện từ công ty phân phối điện an Pttt u nf va tổ máy phát phân tán gây ảnh hưởng cung cấp nguồn điện cho phụ tải ll Công suất lớn mà cơng ty phân phối điện bán cho z at nh phụ tải oi m Pmt max thời gian bật tổ máy phát nguồn phân tán Toff thời gian tắt tổ máy phát nguồn phân tán Toff thời gian nhỏ tắt tổ máy phát nguồn phân tán Ton thời gian nhỏ bật tổ máy phát nguồn phân tán z Ton m co l gm @ Trong đề tài giá bán điện giá thị trường giá ước lượng Phối hợp tổ máy phát điện sở thị trường điện an Lu 3.1.1 Mô hình tốn n va ac th 55 si Hình 3.1 Phối hợp tổ máy phát điện sở thị trường điện lu an va Mỗi tổ máy phát có chi phí phát điện biến phức λ Ứng với tổ n máy ta tìm tổng chi phí phát điện bé dựa vào biến X bao gồm: chi phí nhiên Nếu thời điểm t, dự báo phụ tải yêu cầu Lt và: ie gh tn to liệu, khởi động máy, tắt máy chi phí tổ máy chạy khơng tải p N P i 1 t i  Lt phối hợp tổ máy nhằm giảm λt nl w - Nếu N P  L t t oa - Nếu d i 1 phối hợp tổ máy nhằm tăng λt i lu an Mục tiêu toán tính chi phí phát điện bé nhất, thời điểm phát điện u nf va tổ máy Từ đó, tính lợi nhuận thu tổ máy lợi nhuận tổng trình phát điện tổ máy phát đạt giá trị lớn ll oi m Để tối ưu hóa lợi nhuận ta sử dụng phương pháp chia tổ máy tìm nhà máy lại với z at nh lợi nhuận tối đa tổ máy Sau đó, cộng tổng lợi nhuận tổ máy z Việc xem xét đánh giá cho giai đoạn điều khiển kế hoạch hoạt động gm @ tổ máy dự báo giá cho tổ máy dựa sở lợi nhuận l Như vậy, có hệ thống điện với N tổ máy phát điện khung giá điện m co thị trường xác định thời điểm Bài tốn u cầu xác định thời điểm thời gian khởi động máy, thời gian tắt máy dung lượng công suất phát an Lu tất tổ máy nấc thời gian t mà ta khảo sát khoảng thời gian để lập kế hoạch hoạt động cho tổ máy (T) Vì vậy, lợi nhuận tổng cộng tất n va ac th 56 si máy phát phải đạt cực đại, dựa vào đối tượng ràng buộc tổ máy Giá điện thị trường có thay đổi liên tục khoảng thời gian lập kế hoạch vận hành tối ưu tổ máy công suất phát tổ máy phụ thuộc vào tổng chi phí nhiên liệu cho tổ máy ràng buộc theo (Hình 3-1) Các vùng nằm phía hàm chi phí nhiên liệu dẫn đến lợi nhuận khoảng đó, nghĩa giá bán điện thị trường thời điểm λ cao tổng chi phí nhiên liệu cho tổ máy để phát cơng suất lên lưới Cịn vùng nằm phía hàm chi phí nhiên liệu khơng thu lợi nhuận khoảng thời gian Khi tổ máy phát công suất điện lên lưới, nghĩa giá bán điện thị trường thời điểm λ thấp tổng chi phí nhiên liệu Một hệ thống điện ln tính tốn để lu tối đa lợi nhuận giảm thiểu chi phí phát cơng suất hệ thống, việc vận an va hành hệ thống điện có tính khả thi cao n Đối với nguồn lượng tái tạo thời điểm phát tn to với công suất cực đại, phụ thuộc vào điều kiện tự nhiên vị trí đo Khi ie gh nguồn lượng tái tạo coi phụ tải âm p 3.1.2 Tính tốn lợi nhuận thị trường điện cạnh tranh w Cho hệ thống điện với n tổ máy phát điện khung giá điện thị trường oa nl xác định cho trước, toán yêu cầu ta xác định thời gian khởi d động máy, thời gian tắt máy dung lượng công suất phát tất tổ máy lu an nấc thời gian t mà ta khảo sát khoảng thời gian mà ta lập kế hoạch hoạt u nf va động cho tổ máy n Vì lợi nhuận tổng cộng tất máy phát phải đạt ll cực đại, dựa vào đối tượng ràng buộc tổ máy, để đạt lợi nhuận cực oi m đại chi phí phát tổ máy phải nhỏ Ngoài giá điện việc phát tổ z at nh máy vào lưới điện nhỏ (MicroGird) tốn cịn tính đến việc nguồn cơng suất phát tổ máy không đủ; chi phí phát tổ máy lúc cịn tốn z việc phải mua thêm điện từ công ty phân phối điện; ngồi cịn xét tới ảnh @ gm hưởng tổn thất đưa nguồn phân tán vào hay đưa nguồn từ lưới điện truyển l tải công ty phân phối điện m co Giá điện thị trường thay đổi liên tục khoảng thời gian lập kế hoạch an Lu vận hành tối ưu tổ máy công suất phát tổ máy phụ thuộc vào tổng chi phí nhiên liệu cho tổ máy ràng buộc theo (như trình bày n va hình 1.1) ac th 57 si Cơng việc vận hành nhà máy điện địi hỏi tính tốn để đạt tối đa lợi nhuận, mà để đạt lợi nhuận cao phải giảm thiểu chi phí phát điện, chi phí nhiên liệu chủ yếu Trong thực tế, giá nhiên liệu số, giá nhiên liệu tổ máy thời điểm t biểu diễn dạng hàm số Ci(Pti) phụ thuộc vào công suất phát tổ máy thời điểm Ct   Ci  Pi    ci  bi Pi  Pi  N N i 1 i 1 (3.3) Từ đó, ta vẽ biểu đồ thể quan hệ giá điện thị trường công suất điện hát tương ứng tổ máy lu an n va p ie gh tn to d oa nl w an lu u nf va Hình 3.2 Quan hệ Cơng suất Giá điện Đối tượng vấn đề lập kế hoạch vận hành tối ưu tổ máy phát điện chi ll oi m phí phát điện hệ thống nhỏ Chi phí phát điện bao gồm giá nhiên liệu z at nh để phát công suất máy, chi phí khởi động máy, tắt máy chi phí tổ máy chạy khơng tải Trong đó, ràng buộc hệ thống thỏa mãn: z Giới hạn phát công suất tổ máy l Ràng buộc thời gian tắt nhỏ gm @ Ràng buộc thời gian khởi động nhỏ m co Ràng buộc suất tăng công suất tổ máy thứ i theo an Lu Ràng buộc suất giảm công suất tổ máy thứ i theo Những hạn chế trạng thái tổ máy - số tổ máy định phải phát công suất n va ac th 58 si khoảng thời gian định yêu cầu không tuân theo kế hoạch hoạt động cố tổ máy đó yêu cầu tổ máy khác phải phát nhằm đảm bảo công suất lưới đảm bảo an ninh cho hệ thống Vì việc vận hành tổ máy phải tuân theo ràng buộc hay lý kinh tế, yêu cầu độ tin cậy hệ thống điện Những điều kiện ban đầu tổ máy trình lập kế hoạch vận hành tối ưu Các ràng buộc khác hệ thống đảm bảo dịch vụ phụ trợ thị trường điện Thực tế, giá nhiên liệu số, giá nhiên liệu tổ lu an máy thời điểm t biểu diễn dạng hàm (1) Đối tượng vấn n va đề lập kế hoạch vận hành tối ưu tổ máy phát điện giá phát điện hệ thống tn to nhỏ Giá vận hành bao gồm giá nhiên liệu công suất phát giá khởi Trong đó, ràng buộc hệ thống thỏa mãn: cơng suất cân bằng, tốc độ p ie gh động máy khoảng thời gian trước w quay yêu cầu, giới hạn phát tổ máy, thời gian tắt máy mở máy nhỏ oa nl Giá khởi động thời gian t phụ thuộc vào số tổ máy tắt hay bắt đầu d khởi động Giá mơ hình hóa hàm mũ: lu   xit ,off   1  e  i        ll u nf va an SU t i    i   i      U t  U ( t 1)  i  i     (3.4) m oi Trong đó: Giá khởi động nhóm liên kết giá yêu cầu hoạt động βi Giá khởi động lạnh X it,off Số tổ máy xuống máy (h) T Hằng số thời gian làm lạnh tổ máy thứ i U it  Tổ máy thứ i trạng thái không phát công suất thời z at nh αi z m co l gm @ điểm khảo sát t Tổ máy thứ i trạng thái phát công suất thời điểm an Lu Uit  khảo sát t n va ac th 59 si X it Thời gian khởi động tắt tổ máy thời gian khảo sát X it >0 Thời gian khởi động X it Thời gian tắt Pmax Pi(t) = Pmax (3.18) 3.3 Thuật tốn Unit Decommittment 3.3.1 Tính tốn công suất dựa vào suất tăng công suất tổ máy lu an n va p ie gh tn to w Hình 3.4 Đồ thị giá điện oa nl a Giả sử cho giá điện theo đồ thị đây:   d Từ hàm chi phí phát điện tổ máy thứ i (3.3) là: Ci ( Pi )  ci  bi Pi  Pi t t t an lu u nf va Với ai, bi, ci số phụ thuộc vào nhiên liệu biết Cho giá điện (λ) ngày, ta tính cơng suất phát điện tổ máy thứ i theo giá điện ll lf  bi i oi m t lf i t z at nh (λ) thời điểm t theo (3.10): Pt  m  lf  bi t t i   P với nên ta có i 2ai lf m t 2ai z m co l gm @ an Lu n va ac th 65 si lu an Hình 3.5 Cơng suất phát theo giá điện λ n va tn to Tính tốn cơng suất dựa vào suất tăng công suất tổ máy: Giả sử suất tăng cơng suất (hình 3-5) chu kỳ 30 (20, 15, 10…) phút gh p ie δP, ta có: nl w P2  P1  P1  t2  t1 30 ph d oa P3  P2  P2  t3  t2 30 ph ll u nf oi m ……………… va an lu P4  P3  P3  t4  t3 30 ph z at nh Tính tương tự chu kỳ 30 phút ta có suất tăng công suất:  P1 ,  P2 ,  P3 ,  P4 ,  P5 ………… z b Suất tăng công suất theo thực tế máy phát: m co l gm @ an Lu n va ac th 66 si Hình 3.6 Cơng suất phát theo khả thực tế máy phát Giả sử suất tăng công suất theo khả thực tế máy phát (hình 3-6) 30 phút βP, ta có: lu an P2  P1  P1  t2  t1 30 ph n va P4  P3  P3  t4  t3 30 ph p ie gh tn to P3  P2  P2  t3  t2 30 ph w oa nl ……………… d Tính tương tự chu kỳ 30 phút ta có suất tăng công suất theo khả lu an thực tế máy phát ta có: u nf va  P1 ,  P2 ,  P3 ,  P4 ,  P5 …… ll Xét giá trị nhỏ suất tăng cơng suất theo (λ) (hình 3-5) suất tăng m oi công suất theo khả thực tế máy phát (hình 3-6) ta có: z at nh Min  P1 ,  P1   Min  P1 , đó: l  P1   P1  Min  P1 gm Nếu @  P1   P1  Min  P1 z Nếu m co ………………………… an Lu Xét tương tự với Min  P1 , Min  P2 , Min  P3 , Min  P4 … n va ac th 67 si Từ ta có đồ thị cơng suất thực tế máy phát chu kỳ tăng công suất 30 phút đây: lu an Hình 3.7 Cơng suất phát thực tế máy phát n va Từ giá trị cơng suất ta tính chi phí phát điện tổ máy theo giá  24  CTi ,i    Cit  Pi   SU it U it  i 1  p ie gh tn to trị (P) công thức (3.5): nl w t t Chi phí mua điện từ cơng ty điện lực:  Pm oa Từ ta tính lợi nhuận thời điểm t theo (3.16) là: d   Profiti (t )    tU it PTt,i   Cit  Pi   SU it  U it   t Pmt   lu u nf Trong va an (3.14) ll   xit ,off        i    t t ( t 1)   SU i   i  i  e U  U   i i       oi m z at nh z Thể quan hệ công suất lợi nhuận theo khả thực tế máy @ m co l gm phát qua hình 3-8: an Lu n va ac th 68 si lu an Hình 3.8 Quan hệ công suất lợi nhuận thực tế khả máy phát va Xét đồ thị (hình 3-4 3-8), từ thời điểm ban đầu giá điện thấp chi phí phát n tn to điện tổ máy lớn giá điện thị trường nên tổ máy không phát gh điện, đến thời điểm giá điện tiếp tục tăng nên tổ máy bắt đầu p ie khởi động, thời điểm tổ máy phát công suất lên thị trường < Pmax, w bị ràng buộc suất tăng công suất lợi nhuận thời điểm < oa nl phải khoảng chi phí cho việc khởi động tổ máy Đến thời điểm d tổ máy tiếp tục phát công suất phát cao, nên lợi nhuận tăng, đến thời an lu điểm gần cuối ngày giá điện thấp nên tổ máy giảm công suất, lợi nhuận u nf va thời điểm < 0, tổ máy bắt đầu ngừng phát công suất lên thị trường, thời điểm giá điện tiếp tục giảm nên tổ máy không khởi động lại nữa, kết ll oi m thúc kế hoạch hoạt động tổ máy khoảng thời gian khảo sát 24 z at nh 3.3.2 Tính tốn cơng suất dựa vào hàm chi phí tổ máy Từ hàm chi phí phát điện tổ máy thứ I theo (3.3) là: z Ci ( Pi t )  ci  bi Pi t   Pi t  gm @ t m co l Cho giá điện (λ) ngày, ta tính cơng suất phát điện tổ lf lf  bi i an Lu máy thứ i theo giá điện (λ) thời điểm t theo (3.10): Pt  m i 2ai t với   t lf m n va ac th 69 si nên ta có: Pi  t  t lf  bi i 2ai lu an n va to Từ giá trị công suất ta tính chi phí phát điện tổ máy theo giá trị p ie gh tn Hình 3.9 Quan hệ giá điện công suất (P) công thức (3.5): oa nl w Từ giá trị công suất ta tính chi phí phát điện tổ máy theo giá trị (P) công thức (3.5): d u nf va an lu  24  CTi ,i    Cit  Pi   SU it U it  i 1  ll t t Chi phí mua điện từ cơng ty điện lực:  Pm m oi Từ ta tính lợi nhuận thời điểm t theo (3.16) là: z at nh   Profiti (t )    tU it PTt,i   Cit  Pi   SU it  U it   t Pmt   (3.14) z l gm @ Trong đó: m co   xit ,off           i  SU it   i  i 1  e U it 1  U i(t 1)         an Lu n va ac th 70 si Thể quan hệ công suất lợi nhuận qua hình 3-10: lu an va n Hình 3.10 Quan hệ công suất lợi nhuận N + Cân công suất: ie gh tn to Do điều kiện ràng buộc phát điện tổ máy thứ i là: P  P p i 1 i mk  Ptaik  Pttk w + Giới hạn công suất: Pik ≤ Pik ≤ Pik max oa nl + Giới hạn công suất mua từ công ty điện phân phối: Pmk ≤ Pmk max d + Thời gian bật tắt Ton ≥ Ton Toff ≥ Toff an lu + Chế độ bật tắt tổ máy: Pi  t   UR  Pi (t  1) phát qua hình 3-11: ll u nf va Thể quan hệ công suất lợi nhuận theo khả thực tế máy oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 71 si Hình 3.11 Quan hệ công suất lợi nhuận thực tế khả máy phát Xét đồ thị (hình 3-9 3-11), từ thời điểm ban đầu giá điện thấp chi phí phát điện tổ máy lớn giá điện thị trường nên tổ máy không phát điện, đến thời điểm giá điện tiếp tục tăng nên tổ máy bắt đầu khởi động, thời điểm tổ máy phát công suất lên thị trường < Pmax, bị ràng buộc suất tăng công suất lợi nhuận thời điểm < phải khoảng chi phí cho việc khởi động tổ máy Đến thời điểm tổ máy tiếp tục phát công suất phát cao, nên lợi nhuận tăng, đến thời điểm gần cuối ngày giá điện thấp nên tổ máy giảm công suất, lợi nhuận lu an thời điểm < 0, tổ máy bắt đầu ngừng phát công suất lên thị trường, thời n va điểm giá điện tiếp tục giảm nên tổ máy không khởi động lại nữa, kết tn to thúc kế hoạch hoạt động tổ máy khoảng thời gian khảo sát 24 Để ie gh lợi nhuận lớn ta phải điều chỉnh công suất thực tế tổ máy theo p thời điểm thích hợp Việc điều chỉnh công suất thực tự động nl w cách lập trình mơi trường phần mềm MATLAB oa 3.3.3 Sơ đồ khối mơ tả thuật tốn d Để giải tốn tối ưu ta lập trình MATLAB an lu Xây dựng sơ đồ khối tiến trình tính tốn modul tối ưu hóa cơng suất phát va ll u nf để đạt lợi nhuận lớn cách đưa chi phí xuống thấp oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 72 si Bắt đầu chương trình Nhập số liệu Tính  t lu Pi t  Pi t an t Tính Pi n va Tính chi phí t gh tn to Pi t  Pi t max Pi  Pi max t p ie bật tắt Con , Coff d Con  Coff oa nl w Pi t  Pi t  Pi t max va an lu Pi t  Pi t ll u nf oi m Pi t  Pi t  Pi t z at nh End z 3.4 Kết luận @ gm Thuật toán UNIT DECOMMITTMENT đưa phương án bật, tắt công l suất phát tổ máy khác thời điểm khác dựa vào điều kiện an Lu hành nhỏ nhất, đem lại doanh thu lớn m co ràng buộc cho trước, nhắm chọn lựa công suất phát tối ưu để đưa chi phí vận n va ac th 73 si Chương ỨNG DỤNG THUẬT TOÁN TRONG BÀI TOÁN MINH HOẠ 4.1 Bài toán minh họa Để giải toán luận văn lập trình chạy mơi trường matlab Cho hệ thống gồm tổ máy, với kiện đầu vào cho trước bảng Vị trí đặt tổ máy giả thiết cho trước có tính đến ảnh hưởng tổn thất vận hành tổ máy Hãy phối hợp tổ máy cho lợi nhuận 24 đạt tối đa Trong toán luận văn giải theo phương pháp đề lu nghị với chi phí khởi động chưa cho trước ta phải tính tốn chi phí khởi động an Trong tổ máy nguồn phân tán từ thứ đến thứ 5, nguồn thứ nguồn va n nhận từ lưới điện công ty điện lực to Trường hợp thứ nhất: ta đưa giá ngày thứ tuần vào mô p ie gh tn Xét việc vận hành nguồn phân tán thời điểm ngày khác nhau: nl w chương trình MATLAB oa Trường hợp thứ 2: ta đưa giá ngày thứ tuần vào mơ d chương trình MATLAB an lu va Trường hợp thứ 3: ta đưa giá ngày chủ nhật tuần vào mô ll u nf chương trình MATLAB oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 74 si lu an n va p ie gh tn to d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh Hình 4.1 Sơ đồ ngun lý vị trí đặt nguồn điện z m co l gm @ an Lu n va ac th 75 si 4.1.1 Trường hợp thứ Giá điện 24h kvnđ 3.000 2.500 2.000 1.500 lu 1.000 an va 0.500 n ie gh tn to 0.000 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 h p Hình 4.2 Đồ thị giá điện ngày nl w Hình 4-2 thể giá điện 24h ngày thứ tuần Nhìn vào đồ d oa thị ta thấy từ 1h đến 5h; từ 15h đến 17h từ 23h đến 24h thời điểm giá an lu điện xuống thấp, thấp thời điểm 3h: 1.568 (kVnd/kWh) Trong u nf va đỉnh điểm giá điện cao ngày vào lúc tứ 9h đến 10h từ 20h đến 22h, giá cao ngày vào lúc 21h 2.233 (kVnd/kWh) ll oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 76 si Công suất tải kW 12000 10000 8000 6000 lu an 4000 n va to 2000 ie gh tn p w 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 h oa nl Hình 4.3 Đồ thị cơng suất tải ngày d Hình 4-3 đồ thị cơng biểu thị cơng suất tải ngày Trong thời điểm lu va an từ 1h đến 5h thời điểm mức sử dụng tải thấp nhất, từ thời điểm 7h đến 13h 20h u nf đến 22h thời điểm tải có cơng suất cao Do ngày bình thường lên phủ tăng ll cao vào làm việc Công suất lớn lúc 12h đạt 9552 kWh oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 77 si Công suất phát chưa tối ưu kW 8000 7000 6000 5000 lu 4000 an va n 3000 gh tn to 2000 p ie d oa nl w 1000 TM 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 TM TM TM Nguồn lưới h u nf va TM an lu ll Hình 4.4 Đồ thị cơng suất phát chưa tối ưu hóa oi m z at nh Hình 4-4 biểu thị đường cơng suất phát chưa thực thuật toán tối ưu Các máy phát theo đường đặc tính gần giống Tại thời điểm phụ tải z thấp điểm giá điện thấp tổ máy phát với công suất nhỏ Tại thời điểm từ @ m co l thời điểm giá điện đạt mức cao gm 8h đến 11h 20h đến 22h tổ máy gần phát hết công suất lớn an Lu n va ac th 78 si Công suất phát sau tối ưu kW 9000 8000 7000 6000 5000 lu an 4000 va n 3000 p ie gh tn to 2000 oa nl w 1000 d 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 h TM TM TM TM Nguồn lưới an lu TM u nf va Hình 4.5 Đồ thị cơng suất phát tối ưu ll Hình 4-5 biểu diễn cơng suất phát sau thực thuật toán tối ưu Ta thấy m oi thời điểm từ 1h đến 5h 14h đến 18h 23h đến 24h hầu hết tổ máy z at nh tắt để đảm bảo chi phí vận hành mức thấp giá thời điểm thấp, lúc z điện mua từ nguồn lưới công ty điện lực Khi giá điện mức đỉnh m co l gm @ điểm 8h đến 11h 20h đến 22h tổ máy phát hết cơng suất an Lu n va ac th 79 si Chi phí vận hành tổ máy kVNĐ 16000 14000 12000 10000 8000 lu 6000 an va 4000 n ie gh tn to 2000 p TM 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 TM TM TM h Nguồn lưới oa nl w TM Hình 4.6 Đồ thị chi phí vận hành tổ máy d lu va an Đồ thị hình 4-6 biểu thị chi phí vận hành tổ máy giống đồ thị hình 4-5 u nf Khi tổ máy vận hành sinh chi phí để vận hành tổ máy Các tổ ll máy vận hành với công suất cao chi phí lớn Nhưng tốn xây m oi dựng mơ hình tối ưu đảm bảo chi phí thấp vận hành nguồn lưới z at nh nguồn tổ máy phát điện phân tán z m co l gm @ an Lu n va ac th 80 si Doanh thu 24h tổ máy kVNĐ 30000 25000 20000 15000 10000 5000 lu 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 h an n va Hình 4.7 Doanh thu 24h gh tn to Tổng doanh thu 24h là: 337570 kVNĐ Vậy lợi nhuận thu ngày vận hành tối ưu hóa nguồn p ie phân tán là: 47851 kVNĐ w Nhận xét: oa nl Sau sử dụng thuật tốn tối ưu cơng suất phát tải tổ máy thời d điểm khác Tại số thời điểm tổ máy tắt, chủ yếu thời điểm giá an lu điện thấp số thời điểm tổ máy phát với cơng suất cực đại Ngồi u nf va lúc tổ máy phát cúng nhau, có thời điểm tổ máy 2, 3, 4, tắt, tổ máy phát điện với cơng suất nhỏ, việc mua điện từ ll oi m công ty điện lực lại kinh tế so với việc phát điện z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 81 si 4.1.2 Trường hợp thứ (TH2) Giá điện 24h kvnđ 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 0.500 lu an 0.000 n va 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 h Hình 4-8 biểu diễn thị giá điện 24h ngày thứ tuần Trong ie gh tn to Hình 4.8 Giá điện 24h cho TH2 p ta nhận thấy thới điểm giá điện thấp ngày từ 1h đến 5h 24h; thời điểm nl w giá điện thấp lúc 3h sáng: 1.423 kVNĐ\kWh Thời điểm từ 7h sáng đến 14h oa 21h thời điểm giá điện cao ngày; giá điện cao lúc 11h: 2.628 d kVNĐ\kWh Giá điện thời điểm ban ngày cao giá điện vào thời điểm tối ll u nf va an lu oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 82 si Công suất tải kW 12000 10000 8000 6000 lu an n va 4000 ie gh tn to p 2000 d oa nl w 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 h lu u nf va an Hình 4.9 Đồ thị cơng suất tải cho TH2 Hình 4-9 đồ thị công biểu thị công suất tải ngày Trong thời điểm ll oi m từ 1h đến 5h thời điểm mức sử dụng tải thấp nhất, từ thời điểm 7h đến 13h 20h z at nh đến 22h thời điểm tải có cơng suất cao Do ngày bình thường lên phủ tăng cao vào làm việc Công suất lớn lúc 12h đạt 9552 kWh z m co l gm @ an Lu n va ac th 83 si Công suất phát chưa tối ưu kW 6000 5000 4000 lu an va 3000 n ie gh tn to p 2000 d oa nl w 1000 ll u nf va an lu 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 TM TM h Nguồn lưới TM z at nh TM oi TM m Hình 4.10 Đồ thị cơng suất phát chưa tối ưu cho TH2 z gm @ Hình 4-10 đồ thị biểu diễn công suất phát chưa tối ưu cho TH2 Ta nhận thấy từ 1h đến 6h tổ máy phát phát với công suất nhỏ nhất, cịn l lại tồn điện thiếu hụt mua từ nguồn lưới công ty điện lực Tại m co thời điểm từ 7h đến 14h tổ máy phát từ 95% đến 100% công suất máy an Lu Từ 15h đến 20h tổ máy số gần phát 100% công suất tổ máy lại n va phát khoảng 60% công suất, tổ máy số thời điểm 19h 20h phát với ac th 84 si công suất nhỏ Tại thời điểm 21h giá điện cao tổ máy 1, 3, phát với công suất lớn (100%), tổ máy cịn lại phát 80% cơng suất Nhưng sang thứ 23 24 giá điện giảm tổ máy phát với công suất gần nhỏ Công suất phát sau tối ưu kW 7000 6000 lu an 5000 n va ie gh tn to 4000 3000 p nl w 2000 d oa an lu 1000 ll u nf va 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 h TM TM TM z at nh TM oi TM m Nguồn lưới Hình 4.11 Công suất phát tổ máy sau tối ưu cho TH2 z gm @ Hình 4-11 biểu diễn cơng suất phát tổ máy sau tối ưu hóa thuật tồn Trong ta nhận thấy thời điểm từ 1h đến 6h toàn tổ l máy tắt, điện mua từ nguồn lưới Tại thời điểm 7h đến 14h 21h m co tất tổ máy phát với mức công suất từ 95% đến 100% Từ 15h đến 20h an Lu tổ máy hoạt động với mức cơng suất từ 70% đến 80% Chỉ có tổ máy số 3, n va suốt trình từ 7h đến 22h bật với mức công suất từ 90% đến 100% ac th 85 si Chi phí vận hành tổ máy kVNĐ 14000 12000 10000 8000 6000 lu an 4000 va n 2000 p ie gh tn to TM 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 TM TM TM h Nguồn lưới Hình 4.12 Chi phí vận hành tổ máy TH2 oa nl w TM d Hình 4-12 biểu diễn chi phí vận hành tổ máy Hình 4-12 có dạng hình vẽ lu an giống hình 4-11 chi vận hành tổ máy phụ thuộc vào việc tổ máy phát hay u nf va không phát Các tổ máy phát nhiều cơng suất chi phí lớn Nhưng thời điểm khởi động tổ máy chi phí vận hành cịn phải tính thêm phí ll oi m khởi động Ta nhận thấy thời điểm lúc 7h 8h công suất phát tổ máy gần z at nh giống chi phí thời điểm 7h cao chi phí lúc 8h Chi phí lúc 7h 20664 kVNĐ lúc 8h chi phí 19815 kVNĐ z m co l gm @ an Lu n va ac th 86 si Doanh thu 24h tổ máy kVNĐ 30000 25000 20000 15000 10000 5000 lu an n va 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 h Tổng doanh thu 24h là: 281351 kVNĐ ie gh tn to Hình 4.13 Doanh thu 24h tổ máy p Vậy lợi nhuận thu ngày vận hành tối ưu hóa nguồn nl w phân tán là: 27593 kVNĐ d oa Nhận xét: an lu Trong trường hợp ta nhận thấy thời điểm giá điện thấp từ 1h đến 6h va toàn tổ máy tắt Khí chi phí vận hành tốn so với việc mua u nf điện từ công ty điện lực Tại thời điểm 7h giá điện tăng cao từ múc 1.705 ll kVNĐ lên 2.325 kVNĐ tổ máy bắt đầu khởi động phát công suất, tổ máy 1, m oi 3, phát với công suất lớn ln; tổ máy cịn lại phát với 90% công suất Từ z at nh thời điểm 8h đến 14h 21h tất tổ máy phát với công suất gần tối đa, z lúc giá điện cao ngày, lợi nhuận thu lúc thấp @ gm Từ 15h đến 20h tổ máy phát với mức công suất từ 80% đến 95% l thời điểm giá điện múc trung bình Do tốn cịn tính tốn tới lợi ích tổn m co thất chi phí bật tắt ổ tổ máy nên phải trì lượng cơng suất phát phát với công suất nhỏ nhất; tổ máy 4, tắt an Lu định Từ thời điểm 23h đến 24h giá điện có xu hướng xuống thấp tổ máy 1, 2, n va ac th 87 si 4.1.3 Trường hợp thứ (TH3) Giá điện 24h kvnđ 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 0.500 lu an 0.000 n va 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 h Hình 4-14 biểu thị giá điện 24h TH3 Đây ngày chủ nhật ie gh tn to Hình 4.14 Giá điện 24h TH3 p tuần ta nhận thấy từ 1h đến 8h 24 sáng giá điện mức thấp dao động từ 1.221 nl w kVNĐ đến 1.538 kVNĐ ta nhận thấy có khác biệt giá điện ngày chủ nhật, oa thời gian giá điện xuống thấp vào ban ngày nhiều giá điện thấp lúc 4h d sáng Từ 10h đến 22h đêm giá điện mức cao ngày dao động từ lu va an 1.947 kVNĐ đến 2.425 kVNĐ; giá điện cao lúc 21h, nhìn vào hình 4-13 ta u nf thấy có lúc đỉnh điểm 21h giá điện đạt ngưỡng 2.425kVNĐ khí từ 10h đến ll 20h 22h trì từ 1.947 kVNĐ đến 2.154 kVNĐ oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 88 si Công suất tải kW 12000 10000 8000 6000 4000 lu an n va 2000 tn to ie gh 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 h p Hình 4.15 Cơng suất tải 24h TH3 nl w Hình 4-15 đồ thị cơng biểu thị cơng suất tải ngày Trong thời oa điểm từ 1h đến 5h thời điểm mức sử dụng tải thấp nhất, từ thời điểm 7h đến 13h d 20h đến 22h thời điểm tải có cơng suất cao Do ngày bình thường lên phủ lu ll u nf va an tăng cao vào làm việc Công suất lớn lúc 12h đạt 9552 kWh oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 89 si Công suất phát chưa tối ưu kW 8000 7000 6000 5000 lu an va 4000 n gh tn to 3000 p ie w d oa nl 2000 lu ll u nf va an 1000 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 TM TM h Nguồn lưới TM z at nh TM oi TM m Hình 4.16 Cơng suất phát chưa tối ưu TH3 z @ Hình 4-16 biểu diễn cơng suất phát tổ máy chưa tối ưu hóa l gm TH3, ta nhận thấy từ 1h đến 9h tổ máy phát với mức công suất thấp nhất, nguồn cơng suất thiếu hụt cịn lại mua từ cơng ty điện lực.Từ 10h đến 20h m co tổ máy 1, 2, 3, phát với múc công suất từ 60% đến 80% riêng tổ máy thứ lại an Lu ln trì mức cơng suất phát nhỏ Tại thời điểm 21h tổ máy 1, 3, phát với mức công suất lớn tổ máy 2, phát với mức cống suất 95% n va ac th 90 si nguồn công suất thiếu hụt cịn lại mua từ cơng ty điện lực Tại thời điểm 22h có tổ máy thứ trì cơng suất lớn cịn lại tổ máy trì cơng suất mức 85% đến 95% Từ 23h đến 24h tổ máy lại quay mức phát công suất mức công suất nhỏ Công suất phát sau tối ưu kW 10000 9000 8000 lu an 7000 va 6000 n ie gh tn to 5000 4000 p oa nl w 3000 d 2000 an lu 1000 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 TM TM oi TM m TM ll u nf va TM h Nguồn lưới z at nh Hình 4.17 Công suất phát tổ máy sau tối ưu TH3 z Hình 4-17 biểu diễn cơng suất phát tổ máy sau tối ưu trường hợp gm @ Ta nhận thấy từ 1h đến 8h tất tổ máy tắt, không hoạt động; thời l điểm 9h tổ máy số bật trì mức cơng suất gần nhỏ nhất, m co tổ máy cịn lại chế độ tắt, khơng hoạt động Từ 10h đến 20h tổ máy 1, 2, 3, bật phát với mức công suất từ 50% đến 80% định mức Tại thời điềm an Lu 21h tổ máy 1, 3, phát với mức cơng suất lớn nhất, tổ máy cịn lại phát với n va mức công suất 95% công suất định mức Nhưng thời điểm 22h có tổ máy số ac th 91 si phát công suất lớn nhất, tổ máy cịn lại trì mức phát cơng suất 85% cơng suất định mức Tại thời điểm 23h 24h tổ máy 4, tắt, tổ máy 1, 2, phát với mức cơng suất gần nhỏ Chi phí vận hành tổ máy kVNĐ 18000 16000 14000 12000 lu an 10000 n va 6000 p ie gh tn to 8000 nl w 4000 d oa 2000 h va TM an lu TM 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 TM TM TM Nguồn lưới ll u nf oi m Hình 4.18 Chi phí tổ máy TH3 z at nh Hình 4-18 thể chi phí phát tổ máy trường hợp 3, hình 4-18 có đường đặc tính gần giống hình 4-17 chi phí phát phụ thuộc vào công suất phát z tổ máy Chỉ thời điểm khởi động máy lúc 9h 10h chi phí phát lúc m co l gm @ cịn kèm theo chi phí khởi động tổ máy an Lu n va ac th 92 si Doanh thu 24h tổ máy kVNĐ 25000 20000 15000 10000 5000 lu 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 h an n va Hình 4.19 Doanh thu ngày TH3 to Doanh thu ngày là: 322167 kVNĐ Nhận xét: p ie gh tn Lợi nhuận thu ngày: 7120 kVNĐ Trong trường hợp từ thời điểm 1h đến 8h tổ máy tắt, thời điểm nl w 9h có tổ máy thứ bật phát với công suất gần nhỏ Tại d oa thời điểm từ 1h đến 9h giá điện gần mức thấp Từ 10h đến 20h tổ an lu máy 1, 2, 3, bật phát với mức công suất trung bình, tổ máy chế độ va tắt lúc giá điện mức trung bình Tại thời điểm 21h giá thành điện mức cao u nf tất tổ máy bật phát với công suất gần lớn Nhưng sang ll thời điểm 22h giá điện mức trung bình tổ máy thứ khơng tắt có oi m ràng buộc bật tắt tổ máy Vào 23h 24h tổ máy 1, bật công suất gần z at nh nhỏ tổ máy 4, chế độ tắt z 4.2 Kết luận gm @ Với việc áp dụng vào tính tốn cho lưới điện khu vực trung tâm l thành phố Cẩm Phả, số liệu đưa vào phần mềm MATLAB xử lý, m co kết ta thu chí phí vận hành giảm, lợi nhuận thu từ bán điện tăng lên Công suất phát tối ưu nhắm đảm bảo lợi nhuận ln an Lu lớn nhất, từ ta xây dựng kế hoạch phát điện nguồn phân n va tán ngày ac th 93 si Chương KẾT LUẬN 5.1 Kết luận Với việc phân tích nguồn phân tán, xu hướng thị trường điện giá bán điện tương lai, luận văn xây dựng mơ hình tốn học tốn nguồn phân tán vận hành thị trường điện với biểu giá điện 24h, tính tốn phối hợp tổ máy để chi phí đạt cực tiểu, nâng cao lợi nhuận phát điện lớn Sử dụng mơ hình toán học để giải toán phân bố tối ưu tổ máy phát điện Đưa định kế hoạch vận hành tổ máy phát điện dựa vào lu điều kiện ràng buộc: an va - Về thơng số chi phí tổ máy phát điện n - Về chi phí khởi động tổ máy phát điện với cấp trạng thái tổ máy khác - Về thời gian bật tắt máy ie gh tn to giá khởi động tổ máy khác p - Về ảnh hưởng tổn thật phát nguồn nl w - Về giới hạn phát công suất tổ máy oa Sau lập kế hoạch vận hành, ta có trạng thái, cơng suất phát, chi phí d lợi nhuận thu cụ thể tổ máy thời điểm khảo sát Kết lu va an tính tốn, giúp ta xác định được: ll lưới u nf - Các ảnh hưởng DG lưới làm thay đổi tổng tổn thất công suất m oi - Bên cạnh ảnh hưởng tới mơi trường tính kinh tế lưới điện z at nh - Phương pháp cho phép người vận hành nghiên cứu mạng phân phối bất kỳ, sử dụng thơng tin có sẵn để lập kế hoạch cho kết nối DG nhằm đạt z gm @ mục tiêu tối thiểu hóa chi phí vận hành, cải thiện điện áp Do khả thời gian có hạn, đâu lĩnh vực tương đối nên nội dung luận văn chi tập l m co trung nêu vấn đề nguồn phân tán lưới điện phân phối - Trạng thái cụ thể tổ máy thời điểm t (giờ) suốt chu an Lu kỳ khảo sát n va - Thể giá trị công suất phát tổ máy thời điểm t ac th 94 si - Chi phí tổ máy đạt trình vận hành - Lợi nhuận tổ máy đạt trình vận hành - Tổng lợi nhuận hệ thống vận hành theo kế hoạch tính tốn - Từ kết ta đưa phương pháp vận hành tổ máy có nguồn phân tán ngày cho đạt lợi nhuận cao tổ máy - Ngồi tốn cịn đưa tới thị trường điện tương lại thị trường cạnh tranh giá điện cạnh tranh 5.2 Kiến nghị - Luận văn đưa đưa giá điện tham khảo trường điện Mỹ chưa tham khảo giá điện Việt Nam biểu giả điện Việt Nam có lu an mức, nêu tiến tới thị trường điện cạnh tranh giá điện có biểu giá 24h n va - Luận văn chưa xét tới ảnh hưởng điện áp, ảnh hưởng tổn thất, ảnh tn to hưởng vị trí nguồn phân tán kết cấu lưới điện vận hành nguồn phân tán gh Cần có nghiên cứu sâu ảnh hưởng nguồn phân tán tới chế độ vận hành p ie lưới điện w - Chưa xét tới việc ảnh hưởng nguồn phân tán tới độ tin cậy cung cấp điện oa nl lưới điện Đây hướng nghiên cứu tương lai d - Luận văn nghiên cứu vận hành nguồn phân tán có khả điều an lu khiển (là nguồn phân tán có tiêu thụ nhiên liệu) mà chưa xét đến ll u nf va nguồn lượng tái tạo phụ thuộc vào điều kiện tư nhiên oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 95 si TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Trần Bách (2008), Lưới điện Hệ thống điện, tập 1, 2, 3, NXB Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội [2] Trần Bách (1999), Tối ưu hoá chế độ Hệ thống điện, Khoa Đại học Tại chức - Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, Hà Nội [3] Bộ Công thương (2011), Tiêu chuẩn kỹ thuật điện Việt Nam 2011, Nhà xuất Lao động [4] Bộ Công thương (2015), Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 Bộ Công thương “Quy định Hệ thống điện phân phối”, Hà Nội lu [5] Nguyễn Văn Đạm (2005), Mạng lưới điện 1, Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật, an n va Hà Nội phân tán mơ hình lưới phân phối 22kV, Tạp chí Khoa học Cơng nghệ, Đại học Đà Nẵng 2008 ie gh tn to [6] Lê Kim Hùng, Lê Thái Thanh, Tối ưu hố vị trí đặt công suất nguồn p [7] Nguyễn Công Hiền, Nguyễn Mạch Hoạch (2007), Hệ thống cung cấp điện nl w xí nghiệp cơng nghiệp nhà cao tầng, NXB KHKT, Hà Nội d oa [8] Nguyễn Xuân Phú (1998), Cung cấp điện, NXB KHKT, Hà Nội an lu [9] Nguyễn Quang Khải, Những vấn đề phát triển lượng sinh khối Việt Nam, Báo cáo Hội thảo phát triển lượng bền vững Việt Nam va u nf [10] Đặng Đình Thống, Lê Danh Liên, Cơ sở lượng tái tạo, Đại học ll Bách khoa Hà Nội, NXB Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội 2006 m oi [11] Viện Năng lượng, Quy hoạch phát triển điện lực Quốc Gia giao đoạn 2006 - z at nh 2015, có xét triển vọng đến năm 2025 [12] Allen J Wood, Bruce F Wollenberg, “Power Generation, Operation and z gm @ Control”, John Wiley and Sons, New York, New York, 1984 [13] Ioannis G Damousis, Anastasios G Bakirtzis, Petros S Dokopoulos, “A l m co Solution to the Unit-Commitment Problem Using Integer-Coded Genetic Algorithm”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol 19, No 2, May 2004 an Lu [14] Sayeed Salam, “Unit Commitment Solution Methods”, WorldAcademyaA of n va Science, Engineering and Technology 35 2007 ac th 96 si [15] Farid Benhamida, E N Abdallah and A H Rashed, “Thermal Unit Commitment Solution Using an ImprovedLagrangian Relaxation”, Department of Electrical Engineering, Alexandria University [16] Weerakorn Ongsakul, Nit Petcharaks, “Unit Commitment by Enhanced Adaptive Lagrangian Relaxation”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol 19, No 1, February 2004 [17] T Senjyu, A.Y Saber, T Miyagi, K Shimabukuro, N Urasaki and T.Funabashi, “Fast Technique for Unit Commitment by Genetic Algorithm Based on Unit Clustering”, IEE Proc.-Gener Transm Distrib., Vol 152, No.5, September 2005 lu an [18] V.N Dieu and W Ongsakul, “Improved Merit Order and Augmented n va Lagrange Hopfield Network for Unit Commitment”, IET Gener Transm tn to Distrib., 2007, 1, (4), pp 548-556 Commitment with Environmental Considerations: A Practical Approach”, p ie gh [19] Joao Catalao, Silvio Mariano, Victor Mendes, Luís Ferreira, “Unit w Session 18, Paper 3, Page 1, 15th PSCC, Liege, 22-26 August 2005 oa nl [20] Calvin Jin San Chan, “Development of Profit Maximisation Unit Commitment d Program”, MSc Thesis, The University of Manchester Institute of Science and lu an Technology, 2000 u nf va [21] C K Pang, H C Chen “Optimal Short-Term Thermal Unit Commitment”, IEEE Transactions on Apparatus and Power Systems, Vol PAS-95, No.4, ll oi m pp.1336-1346, Jul./Aug 1976 z at nh [22] Chen, H Wong, K.P Wang, X Chung, C.Y ”A Coevolutionary Approach to Modeling Oligopolistic Electricity Markets” In Proceedings of 2005 IEEE z Power Engineering Society General Meeting, pp.230 - 236 Vol @ m co l gm [23] Phan Thanh Tú, “Luận văn thạc sĩ”, Trường Đại học SPKT Thành phố Hồ Chí Minh an Lu n va ac th 97 si PHỤ LỤC Phụ lục A: Thông số tổ máy phát điện Tổ máy Tổ máy P_mix Khả (kW) phát P_max tổ máy (kW) TM TM TM TM TM Nguồn lưới 300 300 400 450 500 -5000 800 900 1000 1000 1100 5000 Thời gian t_on (h) 2 3 bật tắt t_off (h) 2 2 a 0.0005 0.0005 0.0003 0.0003 0.0003 b 1.4 1.5 1.5 1.6 1.7 c 40 50 50 60 60 95 100 100 105 105 0.02 0.02 0.03 0.04 0.04 Hằng số lu an chi phí n va Cst khởi động (kVNĐ) Tổn thất Lf (%) 0.005 p ie gh tn to Chi phí Phụ lục B: Thơng số phụ tải w Công suất tải (kW) Thời gian (h) Công suất tải (kW) 4833 13 9155 4814 14 8093 4790 15 7183 4876 16 6469 17 6560 18 6714 19 6671 20 8179 5190 5950 9269 9071 9069 gm 9017 10 9124 22 8336 11 9619 23 12 9552 24 ll u nf va an lu d oa nl Thời gian (h) oi m z at nh z @ 21 m co l 6214 an Lu 5640 n va ac th 98 si Phụ lục C: Thông số giá điện Trường hợp thứ nhất: Giá điện (kVNĐ Thời gian (h) Giá điện (kVNĐ 1.644 13 1.863 1.642 14 1.747 1.568 15 1.672 1.578 16 1.608 1.679 17 1.606 1.770 18 1.678 1.908 19 1.789 2.013 20 2.136 2.328 21 2.608 10 2.288 22 2.233 11 2.083 23 1.738 12 1.937 24 1.685 Giá điện (kVNĐ Thời gian (h) Giá điện (kVNĐ 1.557 13 2.519 1.513 14 2.396 u nf 15 2.216 1.443 16 2.111 1.518 17 2.175 1.705 18 2.166 2.325 19 2.028 2.350 2.476 10 2.569 22 11 2.628 23 12 2.588 24 lu Thời gian (h) an n va p ie gh tn to oa nl w Trường hợp thứ hai: Thời gian (h) d va an lu 1.423 ll oi m z at nh z @ 2.044 21 2.323 m co l gm 20 2.115 an Lu 1.771 1.640 n va ac th 99 si Trường hợp thứ ba: Giá điện (kVNĐ Thời gian (h) Giá điện (kVNĐ 1.538 13 2.018 1.504 14 1.969 1.304 15 1.918 1.221 16 1.921 1.325 17 1.973 1.428 18 2.025 1.412 19 1.998 1.538 20 2.021 1.776 21 2.425 10 1.947 22 2.154 11 1.988 23 1.875 12 2.025 24 1.549 lu Thời gian (h) an n va p ie gh tn to d oa nl w ll u nf va an lu oi m z at nh z m co l gm @ an Lu n va ac th 100 si Phục lục D: Công suất phát tổ máy sau tối ưu thuật toán Trường hợp thứ nhất: TM1 TM2 TM3 TM4 TM5 Nguồn lưới (h) (kW) (kW) (kW) (kW) (kW) (kW) 0 0 4858 0 0 4838 0 0 4815 0 0 4901 0 0 5217 343 0 0 5642 480 380 601 0 7884 582 482 770 570 6769 800 793 1000 1000 911 4727 10 800 754 1000 1000 846 4883 651 551 884 682 515 6467 507 407 647 0 8069 435 335 528 0 7928 320 0 0 7818 0 0 6924 0 0 6206 0 0 6297 0 6453 407 0 5951 970 768 601 4665 1000 1100 4387 758 4303 lu Thời gian an n va ie gh tn to p 11 d oa 14 nl 13 w 12 300 18 300 19 362 20 704 604 z at nh 21 800 900 1000 22 800 700 1000 925 23 312 300 400 24 300 300 400 va oi m l gm @ 5253 4688 m co 17 z 300 ll 16 an 300 u nf lu 15 an Lu n va ac th 101 si Trường hợp thứ hai: TM1 TM2 TM3 TM4 TM5 Nguồn lưới (h) (kW) (kW) (kW) (kW) (kW) (kW) 0 0 4858 0 0 4838 0 0 4815 0 0 4901 0 0 5217 0 0 5980 800 790 1000 1000 905 4936 800 815 1000 1000 946 4675 800 900 1000 1000 1100 4439 10 800 900 1000 1000 1100 4494 11 800 900 1000 1000 1100 4992 12 800 900 1000 1000 1100 4925 800 900 1000 1000 1100 4525 800 860 1000 1000 1019 3576 782 682 1000 896 730 3233 579 930 728 561 3113 642 1000 831 664 2812 633 1000 816 649 3013 796 595 500 3794 821 620 500 5228 1000 1000 903 4687 734 568 4961 5221 4688 lu Thời gian an n va p ie gh tn to d lu 679 va an 16 oa 15 nl 14 w 13 733 19 598 498 20 613 513 21 800 788 22 683 583 936 23 344 300 400 24 300 300 400 ll oi m z at nh z gm @ 0 m co 18 l 742 u nf 17 an Lu n va ac th 102 si Trường hợp thứ ba: TM1 TM2 TM3 TM4 TM5 Nguồn lưới (h) (kW) (kW) (kW) (kW) (kW) (kW) 0 0 4858 0 0 4838 0 0 4815 0 0 4901 0 0 5217 0 0 5980 0 0 9316 0 0 9117 349 0 0 8771 10 517 417 663 464 7155 11 558 458 731 531 7442 594 494 790 590 7189 588 488 779 579 6823 539 439 699 500 6005 489 389 616 450 5321 392 621 450 4592 443 705 505 4447 494 790 590 4336 746 545 4433 783 583 5829 1000 1000 1066 4431 631 4702 4931 4688 lu Thời gian an n va ie gh tn to p 12 d oa 15 nl 14 w 13 17 543 18 594 19 567 467 20 590 490 21 800 888 z at nh 22 722 622 1000 23 447 347 546 gm 24 300 300 400 0 va an 492 u nf lu 16 ll oi m z @ 797 m co l an Lu n va ac th 103 si Phụ lục E: Mã lệnh thuật toán % - Unit decommittment -N_stage = length(Price); N_g = length(P_min) - 1; t = [1:N_stage]; for k = 1:N_stage for i = 1:N_g u(k,i) = 1; end; end; for k = 1:N_stage lu Miu(k) = Price(k) / (1 - lf(N_g+1)); an for i = 1:N_g va P(k,i) = (Miu(k) * (1 - lf(i)) - b(i)) / (2 * a(i)); n if P(k,i) > P_max(i) to tn P(k,i) = P_max(i); P(k,i) = P_min(i); ie gh elseif P(k,i) < P_min(i) p end; end; w oa nl P(k,N_g+1) = (P_load(k) + P(k, 1:N_g) * (lf(1:N_g))'- sum(P(k, 1:N_g))) / (1 - lf(N_g+1)); d lu for k = 1:N_stage ll m for i = 1:N_g u nf va an end; oi C_fuel(k,i) = FuelCost(P(k,i), a(i), b(i), c(i)); z at nh end; P(k,N_g+1) = (P_load(k) + P(k, 1:N_g) * (lf(1:N_g))'- sum(P(k, 1:N_g))) z / (1 - lf(N_g+1)); C_unit(k) = sum(C_fuel(k,:)) + C_feeder(k); an Lu end; m co l gm @ C_feeder(k) = Price(k) * P(k,N_g+1); C_unit_total = sum(C_unit); n va ac th 104 si for k = 1:N_stage for i = 1:N_g miu(k,i) = (P(k,i) * * a(i) + b(i)) / (1 - lf(i)); end; end; miu_de = miu; u_de = u; P_de = P; for i = 1:N_g for k = 1:N_stage if miu_de(k,i) > Miu(k) lu count = 1; an cont = 1; va for j = k+1:N_stage n if miu_de(j,i) > Miu(j) && cont == to count = count + 1; tn gh else p ie cont = 0; end; end; w nl time_off = max(t_off(i), count); d oa T_off = min(N_stage, k+time_off-1); an lu C_save = 0; C_save = u nf va for j = k:T_off C_save + FuelCost(P_de(j,i), a(i), b(i), c(i)) - ll P_de(j,i) * (1 - lf(i)) * Miu(j); m oi end; z if C_save >= z at nh C_save = C_save - Cst(i); @ for j = k:T_off gm u_de(j,i) = 0; l P_de(j,i) = 0; m co miu_de(j,i) = Miu(j); end; an Lu end; time_off = 0; n va end; ac th 105 si end; end; for k = 1:N_stage P_de(k,N_g+1) = (P_load(k) + P_de(k, 1:N_g) * (lf(1:N_g))'- sum(P_de(k, 1:N_g))) / (1 - lf(N_g+1)); end; for i = 1:N_g u_pre(i) = 1; end; lu for k = 1:N_stage an for i = 1:N_g va if u_de(k,i) == n to C_fuel_de(k,i) = FuelCost(P_de(k,i), a(i), b(i), c(i)); tn if u_pre(i) == gh C_fuel_de(k,i) = C_fuel_de(k,i) + Cst(i); p ie end; else end; oa nl w C_fuel_de(k,i) = 0; va an lu end; d u_pre(i) = u_de(k,i); ll u nf C_feeder_de(k) = Price(k) * P_de(k,N_g+1); end; oi m C_deunit(k) = sum(C_fuel_de(k,:)) + C_feeder_de(k); z at nh C_deunit_total = sum(C_deunit); z m co l gm @ an Lu n va ac th 106 si