TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HUỲNH VĂN PHÚ PHÂN TÍCH SỰ ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ THẠNH HẢI LÊN LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC TỈNH BẾN TRE ANALYSIS OF WIND THANH HAI POWER PLANTS TO BEN TRE OPERATI
Mục đích nghiên cứu
Bài phân tích này đánh giá tác động của nhà máy điện gió lên lưới điện 110 kV Bến Tre, bao gồm cả khi có sự xâm nhập của điện gió và các trường hợp sự cố lưới điện Nghiên cứu tập trung vào các chỉ số vận hành quan trọng như chất lượng điện năng, tổn thất điện năng và độ tin cậy cung cấp điện, đồng thời đề xuất các giải pháp kỹ thuật nhằm đảm bảo các thông số này được duy trì ở mức chấp nhận được khi tích hợp nguồn điện gió vào lưới điện.
Cách tiếp cận và phương pháp nghiên cứu
• Cơ sở lý thuyết, các nghiên cứu khoa học đã công bố
• Cơ sở tư liệu lý thuyết trên nền tảng khoa học đã được chứng minh
• Cơ sở toán học, lý thuyết thuật toán, mô hình hóa đối tượng
• Kết quả thí nghiệm mô phỏng, đưa ra đánh giá nhận xét và kết luận
• Mô hình hóa mô phỏng
• Phân tích, tổng hợp, đánh giá kiểm chứng
Ý nghĩa thực tiễn của đề tài
Kết quả thu được qua luận văn có thể dùng làm tài liệu tham khảo cho các nghiên cứu liên quan đến lĩnh vực của đề tài Đề tài có thể được dùng để tham khảo trong việc thiết kế, vận hành nhà máy điện gió Đề tài có thể áp dụng thực tế cho nhà máy điện gió Thạnh Hải 1 và các nhà máy điện gió khác
TỔNG QUAN
Khái niệm về năng lượng gió
Bức xạ Mặt Trời chiếu xuống bề mặt Trái Đất không đồng đều làm cho bầu khí quyển, nước và không khí nóng không đều nhau Một nửa bề mặt của Trái Đất, mặt ban đêm bị che khuất không nhận được bức xạ của Mặt Trời và thêm vào đó là bức xạ Mặt Trời ở các vùng gần xích đạo nhiều hơn là ở các cực, do đó có sự khác nhau về nhiệt độ, vì thế khác nhau về áp suất mà không khí giữa xích đạo và 2 cực cũng như không khí giữa mặt ban ngày và mặt ban đêm của Trái Đất di động tạo thành gió Trái Đất xoay tròn cũng góp phần vào việc làm xoáy không khí vì trục quay của Trái Đất nghiêng đi so với mặt phẳng do quỹ đạo Trái Đất tạo thành khi quay quanh Mặt Trời nên cũng tạo thành các dòng không khí theo mùa
Do bị ảnh hưởng bởi hiệu ứng Coriolis được tạo thành từ sự quay quanh trục của Trái Đất nên không khí đi từ vùng áp cao đến vùng áp thấp không chuyển động thẳng mà tạo thành các cơn gió xoáy có chiều xoáy khác nhau giữa Bắc bán cầu và Nam bán cầu Nếu nhìn từ vũ trụ thì trên Bắc bán cầu không khí di chuyển vào một vùng áp thấp ngược với chiều kim đồng hồ và ra khỏi một vùng áp cao theo chiều kim đồng hồ Trên Nam bán cầu thì chiều hướng ngược lại [2-3]
Sự chuyển động của không khí được gọi là gió như được trình bày trong Hình 1.1
Có thể sử dụng động năng của khối không khí chuyển động này chạy turbine gió để phát ra điện năng
Hình 1.1: Quá trình hình thành gió [19]
Những yếu tố thúc đẩy sự phát triển năng lượng gió
1.2.1 Sự cạn kiệt của các nguồn tài nguyên hóa thạch
Nhu cầu về năng lượng toàn cầu đang tăng từng ngày Cơ quan năng lượng quốc tế IEA dự đoán tới năm 2030 nhu cầu thế giới tăng hơn hiện tại 60%, khoảng 4800 GW Khi nhu cầu năng lượng ngày càng tăng cùng với việc thiếu các biện pháp sử dụng hiệu quả các nguồn năng lượng hóa thạch (nguồn cung cấp chính chủ yếu cho các nhà máy phát điện), đặc biệt là khí đốt đang dần cạn kiệt Ở Châu Âu nguồn nhiên liệu dầu và khí đốt tập trung chủ yếu ở vùng Biển Bắc đang suy giảm nhanh chóng Hiện tại trữ lượng năng lượng hoá thạch của thế giới chỉ còn 34 triệu tỉ MJ (34.1012 MJ), trong đó than chiếm khoảng 60% (19630.1012 MJ), dầu các loại khoảng 22% (9185.1012 MJ) và khí đốt còn 5110.1012 MJ Với mức tiêu thụ như năm 2010 (423.1012 MJ/năm) thì nguồn năng lượng hoá thạch còn lại chỉ đủ cho thế giới chúng ta sử dụng thêm khoảng 80 năm, trong đó than 200 năm, dầu khoảng 48 năm, khí đốt khoảng 15 năm và Uranium còn 40 năm Thậm chí nguồn Uranium hiện tại là nguồn nhiên liệu cung cấp hơn 30% sản lượng điện cho Châu Âu cũng đánh giá là suy kiệt trong vòng 40 năm tới [2]
Áp lực năng lượng từ nguồn tài nguyên hóa thạch tại Việt Nam ngày càng gia tăng do nguồn cung dần cạn kiệt Nếu duy trì tốc độ khai thác hiện tại, trữ lượng dầu mỏ Việt Nam chỉ còn đủ khai thác trong 34 năm, khí thiên nhiên còn 63 năm và than đá chỉ còn 4 năm Trong khi đó, các nguồn năng lượng này vẫn đang là đầu vào chính cho nền kinh tế Việt Nam.
1.2.2 Vấn đề ô nhiễm môi trường
Thế giới phải đối mặt với vấn đề về năng lượng phần lớn hoạt động sản xuất năng lượng của chúng ta vẫn tạo ra khí thải nhà kính
Chính việc sản xuất năng lượng chịu trách nhiệm cho 87% lượng khí thải nhà kính toàn cầu như được trình bày trong Hình 1.2 cho thấy, người dân ở các quốc gia giàu có nhất có lượng khí thải cao nhất
Hình 1.2 ở đây sẽ hướng dẫn chúng ta thảo luận về vấn đề năng lượng của thế giới Nó cho thấy lượng khí thải CO2 bình quân đầu người trên trục tung so với thu nhập trung bình ở quốc gia đó trên trục hoành Ở những quốc gia mà người dân có thu nhập trung bình từ 15.000 đến 20.000 USD, lượng khí thải CO2 bình quân đầu người gần với mức trung bình toàn cầu (4,8 tỷ
CO2 mỗi năm) Ở mọi quốc gia có thu nhập trung bình của người dân trên 25.000 USD, lượng khí thải trung bình trên đầu người cao hơn mức trung bình toàn cầu
Lượng khí thải CO2 trên thế giới đang tăng lên nhanh chóng và đạt 36,6 tỷ tấn vào năm 2018 Khi nào chúng ta còn thải ra khí nhà kính thì nồng độ của chúng trong bầu khí quyển còn tăng lên Để chấm dứt biến đổi khí hậu, nồng độ khí nhà kính trong bầu khí quyển cần phải ổn định và để đạt được điều này, lượng khí thải nhà kính của thế giới phải giảm xuống mức 0%
Giảm lượng khí thải xuống mức 0% sẽ là một trong những thách thức lớn nhất của thế giới trong những năm tới [9]
Hình 1.2: Lượng khí thải CO₂ dựa trên tiêu dùng bình quân đầu người so với
GDP bình quân đầu người 2020 [9]
1.2.3 Nhu cầu sử dụng nguồn năng lượng ngày càng gia tăng
Mức tiêu thụ điện của thế giới đã liên tục tăng trong nửa thế kỷ qua được thể hiện ở Hình 1.3 đạt khoảng 23.800 TWh vào năm 2019 Từ năm 1980 đến 2019, mức tiêu thụ điện đã tăng hơn gấp ba lần, trong khi dân số toàn cầu tăng khoảng 75% Tăng trưởng trong công nghiệp hóa và khả năng tiếp cận điện trên toàn cầu đã thúc đẩy hơn nữa nhu cầu điện [15]
Hình 1.3: Tiêu thụ điện toàn cầu 1980-2019 [15]
1.2.4 Điện hạt nhân một giải pháp hiệu quả nhưng ẩn chứa nhiều rủi ro
Năm 2005, năng lượng hạt nhân cung cấp 2,1% nhu cầu năng lượng của thế giới và chiếm khoảng 15% sản lượng điện thế giới, trong khi đó chỉ tính riêng Hoa Kỳ, Pháp, và Nhật Bản sản lượng điện từ hạt nhân chiếm 56,5% tổng nhu cầu điện của ba nước này [11] Đến năm 2007, theo báo cáo của Cơ quan Năng lượng Nguyên tử Quốc tế (IAEA) có 439 lò phản ứng hạt nhân đang hoạt động trên thế giới [12], thuộc 31 quốc gia [13]
Năm 2007, sản lượng điện hạt nhân trên thế giới giảm xuống còn 14% Theo IAEA, nguyên nhân chính của sự sụt giảm này là do một trận động đất xảy ra vào ngày 16 tháng 7 năm 2007 ở phía tây Nhật Bản, làm cho nước này ngưng tất cả bảy lò phản ứng của nhà máy điện hạt nhân Kashiwazaki-Kariwa
Năng lượng hạt nhân là nguồn năng lượng xanh giảm phát thải khí nhà kính và carbon Song, năng lượng hạt nhân cũng đi kèm với rủi ro và nguy hiểm lớn khi xảy ra sự cố Các ảnh hưởng của sự cố hạt nhân có thể kéo dài và tốn kém để khắc phục hậu quả Hiện nay, tương lai của năng lượng hạt nhân vẫn còn nhiều tranh cãi và cần sự cân nhắc kỹ lưỡng về cân bằng giữa lợi ích tiềm năng và rủi ro liên quan.
11 nước trên thế giới đã xem xét và dần loại bỏ năng lượng hạt nhân để dần thay thế các nguồn năng lượng tái tạo như: Năng lượng gió, năng lượng mặt trời,… hoặc các nguồn năng lượng hóa thạch khác.
Tình hình phát triển điện gió trên thế giới
Trong số các nguồn năng lượng sạch sẵn có khác nhau như năng lượng mặt trời, năng lượng sóng biển, năng lượng địa nhiệt,… năng lượng gió có lợi thế khác biệt so với các nguồn năng lượng tái tạo khác và không ngừng phát triển mạnh mẽ đặc biệt là trong hai thập kỷ qua được thể hiện Hình 1.4
Hình 1.4: Lịch sử phát triển công suất lắp đặt (GW) năng lượng gió trên thế giới trên bờ và ngoài khơi, 2016-2020 [18]
Năm 2021, sản lượng điện gió toàn cầu tăng kỷ lục đạt 273 TWh, tương đương mức tăng trưởng 17% so với năm trước Tốc độ phát triển này cao hơn 55% so với năm 2020 và là mức tăng cao nhất trong số các loại hình năng lượng tái tạo Thành tựu này có được nhờ vào sự gia tăng mạnh mẽ về công suất gió bổ sung đạt 113 GW trong năm.
2020, so với chỉ 59 GW vào năm 2019 [5]
Lượng điện do gió tạo ra đã tăng gần 273 TWh vào năm 2021 (tăng 17%), mức tăng trưởng cao hơn 45% so với mức đạt được vào năm 2020 và lớn nhất trong số các công nghệ phát điện Gió vẫn là công nghệ tái tạo hàng đầu, tạo ra 1.870 TWh vào năm
2021 được thể hiện ở Hình 1.5 kịch bản sản lượng điện gió năm 2010 - 2030, gần bằng tất cả các công nghệ khác cộng lại
Hình 1.5: Kịch bản sản lượng điện gió năm 2010 - 2030 [5]
Trung Quốc chịu trách nhiệm cho gần 70% tăng trưởng điện gió vào năm 2021, tiếp theo là Hoa Kỳ ở mức 14% và Brazil ở mức 7% Liên minh Châu Âu, mặc dù có mức tăng trưởng công suất gần kỷ lục vào năm 2020 và 2021, nhưng sản lượng điện gió giảm 3% vào năm 2021 do điều kiện gió thấp kéo dài bất thường Trên toàn cầu, mức tăng trưởng phát điện kỷ lục có thể đạt được nhờ mức tăng trưởng công suất tăng 90% vào năm 2020, đạt 113 GW, do thời hạn chính sách ở Trung Quốc và Hoa Kỳ Tuy nhiên, vào năm 2021, lượng gió bổ sung đã giảm một phần ba ở Trung Quốc và một phần tư ở Hoa Kỳ, được bù đắp một phần bởi tốc độ tăng trưởng nhanh hơn ở các khu vực khác trên thế giới, dẫn đến tăng trưởng công suất tổng thể đạt 94 GW [5]
Qua các số liệu trên có thế thấy rằng điện gió là một loại nguồn có công suất phát phụ thuộc vào tốc độ gió và biến thiên không ổn định có chế độ gió biến đổi theo thời
13 gian trong một giới hạn rất rộng, ngoài ra lượng gió và thời gian tồn tại gió theo hướng cũng luôn thay đổi Do đó cần phải nghiên cứu đánh giá ảnh hưởng của nhà máy điện gió khi đấu nối vào lưới điện của khu vực.
Tình hình phát triển điện gió tại Việt Nam
Tài nguyên gió của Việt Nam chủ yếu nằm dọc theo bờ biển dài hơn 3.000 km, vùng đồi núi và cao nguyên của miền Bắc và miền Trung [6] Một nghiên cứu ESMAP của Ngân hàng Thế giới được trình bài ở Bảng 1.1 ước tính rằng hơn 39% diện tích Việt Nam có tốc độ gió trung bình hàng năm trên 6 m/s ở độ cao 65 m, tương đương với tổng công suất 512 GW [7] Người ta ước tính rằng hơn 8% diện tích đất của Việt Nam có tốc độ gió trung bình hàng năm trên 7 m/s, tương đương với tổng công suất 110 GW [8] Bảng 1.1: Tiềm năng gió trên bờ của Việt Nam ở độ cao 65m [8]
Tốc độ gió trung bình
Công suất tiềm năng (MW) - 401,444 102,716 8,748 482
Hình 1.6 cho thấy Việt Nam lần đầu tiên nằm trong 10 thị trường hàng đầu về năng lượng gió, xếp hạng thứ tư trên toàn cầu vào năm 2021 Số lượng công suất lắp đặt hàng năm của Việt Nam tăng gấp nhiều lần Năm 2020 bổ sung 0,1 GW, kế hoạch 3,5
GW (2,7 GW trên bờ và 0,8 GW gần bờ) với tổng số cuối năm là 4,1 GW
Trong ASEAN, Việt Nam là quốc gia có nguồn tài nguyên gió dồi dào nhất Với bờ biển dài hơn 3200 km và nhiều đảo là những điều kiện thuận lợi để khai thác nguồn năng lượng gió cả gió trên bờ và ngoài khơi Bảng 1.2 trình bày tổng hợp mục tiêu về năng lượng gió của Việt Nam giai đoạn 2020 - 2045
Bảng 1.2 Mục tiêu về năng lượng gió của Việt Nam [18]
Chỉ tiêu/Năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Điện gió trên bờ và gần bờ biển (MW)
Kịch bản cao nhất 630 12,280 16,080 25,880 34,680 40,080 Kịch bản cơ sở 630 11,320 16,010 23,110 30,910 39,610 Điện gió ngoài khơi khu cực có độ sâu 20 mét (MW)
Hình 1.6: Công suất năng lượng gió lắp đặt bổ sung của 10 của quốc gia hàng đầu, năm 2021 [19]
Hiện nay trên cả nước có nhiều các dự án điện gió, tiêu biểu có thể kể đến như:
Dự án điện gió Tuy Phong - Bình Thuận: Công ty Cổ phần năng lượng tái tạo Việt Nam (REVN) phát triển với tổng mức đầu tư khoảng 1.450 tỷ đồng và công suất
120 MW bao gồm 80 turbine điện gió 1,5 MW
- Dự án điện gió Bạc Liêu do Công ty TNHH Xây Dựng - Thương mại & Du lịch Công Lý đầu tư với tổng mức vốn lên đến 5.300 tỷ đồng, sở hữu công suất 99,2 MW.
Dự án điện gió Phú Quý - Bình Thuận: Tổng công ty Điện lực dầu khí Việt Nam đầu tư với công suất 6 MW sử dụng turbine loại 2,0 MW
Dự án điện gió Bình Đại: Công ty Cổ phần Điện gió Mê Kông đầu tư đã được chính thức khởi công tại Bến Tre vào ngày 28 tháng 11 năm 2017 Công suất giai đoạn
1 là 30 MW, công suất giai đoạn 2 là 49.5 MW và công suất giai đoạn 3 là 49.5 MW
Dự án Nhà máy điện gió V1-3 Bến Tre: Công ty cổ phần Năng lượng tái tạo Bến Tre làm chủ đầu tư, với tổng số vốn trên 1.500 tỷ đồng, khởi công ngày 5 tháng 4 năm
2020 Dự án có 7 trụ turbine gió, công suất 4,2 MW/turbine Nhà máy đi vào vận hành thương mại trước ngày 31 tháng 10 năm 2021
Dự án Nhà máy điện gió số 5 Thạnh Hải - Bến Tre: Công ty CP Tân Hoàn Cầu Bến Tre làm chủ đầu tư Dự án bao gồm 4 nhà máy Thạnh Hải 1, 2, 3, 4 với 28 turbine có tổng công suất 120 MW với tổng số vốn trên 4.900 tỷ đồng Công suất giai đoạn 1 là
30 MW đi vào vận hành thương mại ngày 1 tháng 7 năm 2022
1.4.1 Cơ hội và thời cơ
Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ ban hành ngày 29/06/2011 nhằm mục đích thúc đẩy đầu tư vào lĩnh vực điện gió Quyết định này có hiệu lực từ ngày 20/08/2011 và đưa ra các cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam.
Các ưu đãi bao gồm: miễn thuế nhập khẩu đối với hàng hóa nhập khẩu để tạo tài sản cố định cho dự án; miễn giảm thuế thu nhập doanh nghiệp (còn lại 10% trong vòng
15 năm, có thể gia hạn trong 30 năm), miễn phí toàn bộ phí bảo vệ môi trường, miễn giảm tiền sử dụng đất và tiền thuê đất đối với dự án và công trình đường dây, trạm biến áp đấu nối với lưới điện quốc gia… Ngoài ra, Chính phủ qui định bên mua điện Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN) hay các đơn vị được ủy quyền có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ các dự án điện gió với giá tại điểm giao nhận điện là 1.614 đồng/kWh (tương đương 7,8UScents/kWh) Mức giá này được tính trong vòng 20 năm, chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng và cao hơn giá điện bình quân hiện nay (khoảng 1.508 đồng/kWh Đồng thời bên bán điện có thể kéo dài thời gian hợp đồng hoặc ký hợp đồng mới với bên mua điện Nhà nước sẽ hỗ trợ giá điện 1 UScents/kWh (đã bao gồm trong mức giá 7,8UScents/kWh) cho EVN đối với toàn bộ sản lượng điện mua từ các nhà máy điện gió thông qua quỹ Bảo vệ môi trường Việt Nam Nhằm khuyến khích hơn nữa nhu cầu phát triển của công nghệ điện gió tại Việt Nam, tháng 08/2013 Bộ Công thương vừa trình Thủ tướng Chính phủ giá mua điện cho 10 năm đầu là 11,5 UScents/kWh, giá cho
4 năm tiếp theo là 9,8 UScents/kWh Các năm còn lại, hoặc theo phương án 6,8 UScents/kWh, hoặc theo quy định hiện hành tại thời điểm sau 14 năm Đây được xem là một động thái khích lệ to lớn đối với các dự án điện gió và giá này cao hơn nhiều so với mức giá 7,8 UScents/kWh theo quyết định số 37/2011/QĐ-TTg đề cập ở trên [25] Đến năm 2018, Chính phủ đã ban hành Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg sửa đổi, bổ sung một số điều của Quyết định 37 Theo đó, giá điện được điều chỉnh tăng lên, chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng (VAT), lần lượt là: Điện gió trong đất liền là 8,5 Uscent/kWh; điện gió trên biển là 9,8 Uscent/kWh Chính phủ quy định bên mua điện EVN, hay các đơn vị được ủy quyền có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ các
17 dự án điện gió với giá tại điểm giao nhận điện là như trên Mức giá này được tính trong vòng 20 năm Đồng thời, bên bán điện có thể kéo dài thời gian hợp đồng hoặc ký hợp đồng mới với bên mua điện Áp dụng cho một phần hoặc toàn bộ nhà máy điện gió nối lưới có ngày vận hành thương mại trước ngày 1 tháng 11 năm 2021 [25]
1.4.2 Khó khăn, thách thức Điện gió là một trong những ngành công nghiệp tiềm năng và phát triển bền vững trong tương lai tuy nhiên đây cũng là ngành công nghiệp mang đầy thách thức, khó khăn điển hình là hai yếu tố tài chính và công nghệ
Tài chính: Thường một dự án điện gió thành công đòi hỏi phải đầu tư công suất khá lớn Tuy nhiên, giá thành đầu tư vào điện gió hiện nay cũng còn khá cao (trung bình xấp xỉ khoảng 2.500 USD/kW, nghĩa là hơn 50 triệu đồng/kW) Điển hình như dự án Điện gió Bạc Liêu có tổng mức đầu tư khoảng 5.300 tỷ đồng với tổng công suất khoảng 99.2 MW do công ty TNHH Xây Dựng - Thương mại & Du Lịch Công Lý thực hiện từ năm 2010 đến nay Dự án này được sự hỗ trợ từ một Ngân hàng Hoa Kỳ thông qua sự bảo lãnh cho vay từ Chính phủ Do đó, giải pháp thực hiện một dự án điện gió thành công thì cần phải có sự hỗ trợ kịp thời về tài chính của các tổ chức tín dụng uy tín trong nước, quốc tế và của Chính phủ
Kết luận
Do nhu cầu cấp thiết phát triển nguồn năng lượng sạch, điện gió trở thành nguồn năng lượng vô tận được ưu tiên hàng đầu Việt Nam có tiềm năng điện gió dồi dào, do đó, việc xây dựng các nhà máy điện gió công suất lớn sẽ đáp ứng hiệu quả nhu cầu sử dụng điện năng Hơn nữa, điện gió là nguồn năng lượng xanh, tác động tối thiểu đến môi trường so với các nguồn năng lượng khác.
HIỆN TRẠNG NGUỒN VÀ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC TỈNH BẾN TRE
Tiềm năng điện gió trên địa bàn tỉnh Bến Tre
Bến Tre là một tỉnh thuộc vùng đồng bằng sông Cửu Long, tiếp giáp biển Đông với chiều dài bờ biển khoảng 65 km Theo bản đồ “Nguồn tài nguyên gió Việt Nam - Tốc độ gió trung bình năm ở độ cao 80 m” do tổ chức AWS Truepower lập năm 2010 được thể hiện ở Hình 2.1 cho thấy vùng ven biển tỉnh Bến Tre được đánh giá có tiềm năng về năng lượng gió
Hình 2.1: Bảng đồ tiềm năng gió tỉnh Bến Tre ở độ cao 80m [10]
Theo bản đồ tiềm năng gió của Ngân hàng Thế giới Bến Tre là một trong những tỉnh được đánh giá là có tiềm năng gió khá tốt Căn cứ vào bản đồ gió, tiềm năng gió chỉ tập trung ở các huyện ven biển như huyện Bình Đại, Ba Tri và Thạnh Phú, tốc độ gió giảm dần từ ngoài biển vào đất liền
Theo các thông tư 32/2012/BCT và 06/2013/TT-BCT, thì các địa điểm chỉ được quy hoạch phát triển điện gió khi đạt được tốc độ gió lớn hơn 6 m/s Do đó, toàn tỉnh Bến Tre chỉ có 3 huyện ven biển là đáp ứng được yêu cầu kỹ thuật này
Vì vậy, để đánh giá tiềm năng năng lượng gió khu vực này chỉ cần lắp đặt các cột quan trắc đo gió ở huyện Bình Đại, Ba Tri và Thạnh Phú
Nhờ đặc điểm địa hình khá bằng phẳng, địa bàn Tỉnh đã lắp đặt 2 cột đo gió tại huyện Bình Đại và Thạnh Phú, đáp ứng tiêu chuẩn IEC61400-12 Với mỗi cột đo có thể đánh giá tiềm năng gió xung quanh lên tới 30 km, do đó, hệ thống 2 cột đo được bố trí giúp đánh giá toàn diện tiềm năng gió của các huyện ven biển.
Cột đo thứ nhất tại huyện Bình Đại được thể hiện ở Bảng 2.1
Vị trí cột đo gió cao 80 mét, được lắp đặt tại địa phận ấp Thới Bình, xã Thới Thuận, huyện Bình Đại, tỉnh Bến Tre, cách trung tâm thành phố Bến Tre khoảng 50km về hướng Đông Nam Toạ độ địa lý của cột đo: 10 0 02’40.2’’ N, 106 0 41’48.5’’E Hiện trạng khu vực trạm đo là đất trống ven biển
Thời gian đo cột 1: từ ngày 29/5/2011 đến ngày 10/6/2012
Bảng 2.1: Tốc độ gió trung bình tháng cột 1 huyện Bình Đại Đơn vị: m/s
VI VII VIII IX X XI XII I II III IV V TB năm
Hình 2.2: Đồ thị biến thiên tốc độ gió trung bình tháng ở các độ cao tại huyện Bình Đại
Cột đo thứ hai tại huyện Thạnh Phú được thể hiện ở Bảng 2.2
Cột đo gió cao 80 mét, được lắp đặt tại địa phận ấp 8, xã Thạnh Hải, huyện Thạnh Phú, tỉnh Bến Tre, cách trung tâm thành phố Bến Tre khoảng 55 km về hướng Đông Nam Toạ độ địa lý của trạm đo: 09 0 49’53,2’’ N; 106 0 39’12’’E Hiện trạng sử dụng đất khu vực trạm đo là đất nông nghiệp trồng dưa của người dân địa phương
Thời gian đo của cột 2: từ ngày 12/12/2012 đến 2/1/2014
Bảng 2.2: Tốc độ gió trung bình tháng cột 2 huyện Thạnh Phú Đơn vị: m/s
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII TB năm
Hình 2.3: Đồ thị biến thiên tốc độ gió trung bình tháng ở các độ cao tại huyện Thạnh Phú
Từ tháng X đến tháng IV: Chịu ảnh hưởng gió mùa Đông Bắc nên hướng gió Đông (E), Đông Đông Nam (ESE) và Đông Nam (SE) thịnh hành trong thời gian này
Tháng V đến tháng IX: Chịu ảnh hưởng của không khí xích đạo bắt nguồn từ vùng biển Bắc Ấn Độ Dương kết hợp với tín phong Nam Bán cầu vận chuyển lên phía Bắc theo hai luồng nên hướng gió Tây (W), Tây Tây Nam (WSW) thịnh hành
Chế độ gió trong năm chia 2 mùa rõ rệt: Gió mùa Đông Bắc và gió mùa Tây Nam Tốc độ gió mùa đông (tháng X - IV năm sau) lớn hơn tốc độ gió mùa hè (tháng V - IX), do đó đồ thị có dạng biến thiên cực đại vào mùa đông (I-II) và cực tiểu vào mùa hè (V- VI) Nguyên nhân do trong cơ cấu khí áp thì gradient khí áp mùa đông lớn hơn mùa hè Đường biến thiên tốc độ gió trung bình tháng trong năm ở các độ cao có hình dạng tương tự nhau, điều này cho thấy là phù hợp với kết quả hệ số tương quan
Trên cơ sở số liệu gió quan trắc đo được từ 2 cột, thấy rằng tốc độ gió lớn nhất khu vực này là 6,6 - 6,8 m/s, tập trung tại cửa sông Hàm Luông, tốc độ gió giảm dần khi đi vào đất liền, sau khi qua khu rừng phòng hộ tốc độ gió giảm còn 6,2 - 6.0 m/s
So sánh bản đồ tiềm năng gió lý thuyết được xây dựng bằng số liệu quan trắc và bản đồ tiềm năng gió lý thuyết Toàn quốc xây dựng năm 2010 có thể thấy rằng quy luật gió, sự biến thiên tốc độ gió đều tương đồng với nhau, đều giảm dần từ vùng biển đến đất liền, vùng có tiềm năng gió tốt nhất là dọc theo vùng cửa sông, bãi bồi
Có thể nhận thấy tiềm năng gió tỉnh Bến Tre tập trung chủ yếu ở khu vực ven biển các huyện Bình Đại, Ba Tri và Thạnh Phú với vận tốc gió lớn hơn 6,0 m/s, chiếm khoảng trên 90.000 ha, tương ứng với công suất 3.500 MW (mật độ bố trí công suất turbine gió là 1 MW/25 ha), trong đó diện tích đất bãi bồi ven biển chiếm 55% (khoảng cách xa bờ 10 km, độ sâu khoảng 20 m), đất liền chiếm 45% (Nguồn: QH điện gió Bến
Hiện trạng lưới điện khu vực
Lưới điện 220 kV: Trên địa bàn tỉnh Bến Tre có 02 trạm biến áp 220 kV Bến Tre và Mỏ Cày cấp điện cho lưới điện 110 kV của tỉnh, ngoài ra tỉnh Bến Tre còn được cấp điện từ trạm 220 kV Vĩnh Long 2 (125+250) MVA tỉnh Vĩnh Long và trạm 220 kV Mỹ Tho 2 (125+250) MVA tỉnh Tiền Giang
Trạm 220 kV Bến Tre công suất 250+125 MVA, điện áp 220/110/22 kV, đặt tại thành phố Bến Tre, công suất tải lớn nhất của trạm đầu năm 2016 là Pmax = 209 MW Tại trạm 220 kV Bến Tre có 6 ngăn lộ đường dây 220 kV là: 272,273 Bến Tre - Mỹ Tho
2, Bến Tre - Mỏ Cày 275,276 và 02 ngăn lộ dự phòng là 271,274 Tại thanh cái 110 kV trạm 220 kV Bến Tre có 05 ngăn lộ đường dây 110 kV, hiện đang vận hành 03 lộ, còn lại 02 ngăn lộ dự phòng; các ngăn lộ đường dây đang vận hành là: 172 Bến Tre - Mỏ Cày , 174 Bến Tre - Bến Tre, 175 Bến Tre - Ba Tri
Trạm 220 kV Mỏ Cày công suất 125 MVA, điện áp 220/110/22 kV, đặt tại xã Tân Hội huyện Mỏ Cày Nam, trạm mới được đưa vào vận hành tháng 04 năm 2016, công suất tải lớn nhất của trạm đầu năm 2016 là Pmax = 65 MW
Ngoài ra trạm 220 kV Vĩnh Long 2 cấp điện cho tỉnh Bến Tre qua lộ đường dây
- Đường dây 179 Mỹ Tho 2 - Bến Tre cấp điện cho tỉnh Bến Tre từ trạm 220 kV Mỹ Tho 2.- Bảng 2.3 ghi chi tiết khả năng tải của các máy biến áp tại trạm 220 kV Bến Tre.
Bảng 2.3: Tình trạng vận hành trạm 220 kV Bến Tre
TT Tên Trạm biến áp Công suất
TT Tên Trạm biến áp Công suất
Tỉnh Bến Tre được cấp điện từ hệ thống điện miền Nam thông qua các tuyến đường dây 220 kV:
Tuyến 220 kV mạch kép Bến Tre - Mỹ Tho 2 từ trạm 220 kV Mỹ Tho 2 cấp đến trạm 220 kV Bến Tre, dây dẫn ACSR - 300, tổng chiều dài 15,9 km Năm 2015 có Pmax@8 MW, mức mang tải là 40,5%
Tuyến 220 kV mạch kép Bến Tre - Mỏ Cày từ trạm 220 kV Bến Tre cấp đến trạm
220 kV Mỏ Cày, dây dẫn ACSR - 400, tổng chiều dài 19,7 km Năm 2015 có PmaxR5
MW, mức mang tải là 45,8%
Tuyến 220 kV mạch kép NĐ Duyên Hải - Mỏ Cày từ nhà máy nhiệt điện Duyên Hải cấp đến trạm 220 kV Mỏ Cày, dây dẫn ACSR - 500, tổng chiều dài 75,6 km Năm
2015 có PmaxR5 MW, mức mang tải là 37,7%
Lưới điện 110 kV: Hiện tại trên địa bàn tỉnh Bến Tre có số trạm biến áp 110 kV là 8 trạm /15 máy biến áp 110 kV với tổng dung lựợng đặt là 597 MVA Tổng chiều dài đường dây 110 kV tỉnh Bến Tre là 166,7 km, bao gồm 08 tuyến đường dây 110 kV được thể hiện ở Bảng 2.4 Phía thanh cái 110 kV trạm 220 kV Bến Tre có 3 ngăn lộ đường dây ra, phía thanh cái 110 kV trạm 110 kV Mỏ Cày có 02 ngăn lộ đường dây, phía thanh cái 110 kV trạm 220 kV Vĩnh Long 2 và Mỹ Tho 2 có 02 ngăn lộ đường dây ra và tuyến đường dây còn lại là nhánh rẽ Giồng Trôm - Bình Đại
Trạm 110 kV Bến Tre đặt tại xã Sơn Đông, Thành phố Bến Tre, công suất 2x63 MVA điện áp 110/22 kV, cấp điện cho Thành phố Bến Tre, huyện Châu Thành, một phần huyện Giồng Trôm và một phần huyện Mỏ Cày Bắc
Trạm 110 kV Ba Tri đặt tại xã An Bình Tây huyện Ba Tri, công suất 40+40 MVA điện áp 110/22 kV cấp điện cho toàn bộ huyện Ba Tri và một phần huyện Giồng Trôm
Trạm 110 kV Mỏ Cày đặt tại xã Tân Hội huyện Mỏ Cày Nam, công suất 40+40 MVA điện áp 110/22 kV, cấp điện cho toàn bộ huyện Mỏ Cày Nam và một phần huyện
Trạm 110 kV Chợ Lách đặt tại xã Hòa Nghĩa huyện Chợ Lách, công suất 25 MVA, điện áp 110/22 kV, cấp điện cho toàn bộ huyện Chợ Lách, một phần huyện Mỏ Cày Bắc và 03 xã thuộc huyện Long Hồ - tỉnh Vĩnh Long
Trạm 110 kV Bình Đại đặt tại xã Bình Thới huyện Bình Đại, công suất 126 MVA, điện áp 110/22 kV, cấp điện cho toàn bộ huyện Bình Đại
Trạm 110 kV Bình Thạnh đặt tại xã Bình Thạnh huyện Thạnh Phú, công suất 40 MVA, 110/22 kV, cấp điện cho huyện Thạnh Phú và một phần huyện Mỏ Cày Nam
Trạm 110 kV Giao Long đặt tại huyện Giao Long công suất 40 +40 MVA, 110/22 kV cấp điện cho các phụ tải huyện Giao Long và một phần cho huyện Bình Đại
Trạm 110 kV Giồng Trôm đặt tại huyện Giồng Trôm công suất 40 MVA, 110/22 kV cấp điện cho các phụ tải huyện Giồng Trôm
Bảng 2.4: Hiện trạng mang tải trạm biến áp 110 kV trên địa bàn tỉnh Bến Tre
TT Tên trạm Công suất
TT Tên trạm Công suất
Theo kết quả tổng kết mới nhất từ ngành điện lực tỉnh Bến Tre thì tổng sản lượng điện thương phẩm thực hiện năm 2021 là 1.757,27 triệu kWh tăng 2,42% so với cùng kỳ năm 2020 Tổng số khách hàng đến hết năm 2021 là 469.515 khách hàng Tỷ lệ hộ có điện là 400.210/400.353 hộ chiếm tỷ lệ 99.96%, sản lượng điện tiết kiệm năm 2021 là 28.009.258 kWh Giá bán bình quân thực hiện 1.868,44 đ/kWh thấp hơn 23,46 đ/kWh so với kế hoạch năm 2021 (1.891,9 đ/kWh) do hỗ trợ giảm giá điện trong đại dịch Covid-
19 và cao hơn 42,48 đ/kWh so với cùng kỳ năm 2020 (1.825,96 đ/kWh) Thanh toán không dùng tiền mặt đạt 99,88%, đạt vượt 0,88% so với kế hoạch năm 2021 Đầu tư xây dựng đã thực hiện với tổng số vốn là 231,734 tỷ đồng
- Đường dây 110 kV mạch đơn Bến Tre - Mỏ Cày từ trạm Bến Tre đi trạm 110kV
Mỏ Cày, dây dẫn ACSR-185/29, tổng chiều dài đường dây là 16.209 km
- Đường dây 110 kV mạch đơn Bến Tre - Giao Long từ trạm Bến Tre đi trạm 110 kV Giao Long, dây dẫn ACSR-240/32, tổng chiều dài đường dây là 14.392 km
- Đường dây 110 kV mạch đơn Bến Tre - Giồng Trôm từ trạm 110 kV Bến Tre đi trạm 110 kV Giồng Trôm, dây dẫn ACSR-185/29, tổng chiều dài đường dây là 24 km
- Đường dây 110 kV mạch đơn Giồng Trôm - Bình Đại từ trạm nhánh rẽ Giồng Trôm đi trạm 110 kV Bình Đại, dây dẫn ACSR-185/29, tổng chiều dài đường dây là 20,925 km
- Đường dây 110 kV mạch đơn Giồng Trôm - Ba Tri từ trạm 110 kV Giồng Trôm đi trạm 110 kV Ba Tri, dây dẫn ACSR-185/29, tổng chiều dài đường dây là 16.682 km
- Đường dây 110 kV mạch đơn Mỏ Cày - Chợ Lách từ trạm 110 kV Mỏ Cày đi trạm 110 kV Chợ Lách, dây dẫn ACSR-240/32, tổng chiều dài đường dây là 26,282 km
- Đường dây 110 kV mạch đơn Mỏ Cày - Bình Thạnh từ trạm 110 kV Mỏ Cày đi trạm 110 kV Bình Thạnh, dây dẫn ACKP-240/32, tổng chiều dài đường dây là 33,594 km.
Phụ tải
Dự báo nhu cầu tiêu thụ điện cho Tỉnh Bến Tre được tổng hợp từ nhu cầu điện của các phụ tải theo 5 thành phần phụ tải, phân theo các xã, phường, thị trấn, sau đó tổng
29 hợp dự báo cho cho các huyện, thành phố và cuối cùng tổng hợp cho nhu cầu tổng của toàn tỉnh theo các giai đoạn quy hoạch
Tính toán dự báo cho 5 thành phần phụ tải theo Quyết định số 389/1999/QĐ- TCTK ngày 4-6-1999 của Tổng cục Thống kê về việc ban hành bản danh mục phân tổ điện thương phẩm cung cấp cho các hoạt động kinh tế - xã hội được trình bày ở Bảng 2.5 bao gồm:
Nhu cầu điện cho Nông - Lâm - Thuỷ sản
Nhu cầu điện cho Công nghiệp - Xây dựng
Nhu cầu điện cho Thương mại - Dịch vụ
Nhu cầu điện cho Quản lý và Tiêu dùng dân cư
Nhu cầu điện cho Các hoạt động khác
Bảng 2.5: Tổng hợp kết quả dự báo nhu cầu điện tỉnh Bến Tre giai đoạn 2016 - 2030
Nông lâm nghiệp, thủy sản
Mô hình kết nối nhà máy điện gió vào lưới điện
2.4.1 Mô hình kết nối máy phát điện cảm ứng nguồn kép với lưới điện
Mô hình này còn gọi là máy phát điện cảm ứng kép (DFIG) được thể hiện ở Hình 2.4 tương ứng với turbine gió điều khiển tốc độ biến đổi với bộ tạo cảm ứng rotor dây quấn (WRIG) và bộ chuyển đổi năng lượng một phần (đánh giá khoảng 30% công suất danh định) trên mạch rotor Việc sử dụng bộ chuyển đổi năng lượng cho phép turbine gió hoạt động ở tốc độ biến thiên hoặc có thể điều chỉnh và cho phép chúng cung cấp năng lượng hiệu quả hơn so với các mô hình sử dụng máy phát tốc độ cố định Ngoài ra, các lợi ích đáng kể khác sử dụng các hệ thống tốc độ thay đổi bao gồm giảm tổn thất cơ học, làm cho các thiết kế cơ khí nhẹ hơn và có thể điều khiển được công suất lớn hơn, ít phụ thuộc vào thay đổi của năng lượng gió, tăng hiệu quả chi phí, điều khiển góc pitch đơn giản, cải thiện chất lượng điện và hiệu quả, giảm tiếng ồn,…
31 Hình 2.4: Mô hình kết nối máy phát điện cảm ứng nguồn kép với lưới điện
Stator được kết nối trực tiếp với lưới điện, trong khi một bộ chuyển đổi năng lượng quy mô một phần điều khiển tần số rotor và tốc độ rotor Bộ chuyển đổi năng lượng một phần bao gồm bộ chuyển đổi AC/DC/AC, công suất xác định phạm vi tốc độ (thường khoảng ± 30% tốc độ đồng bộ) Hơn nữa, bộ chuyển đổi này cho phép điều khiển công suất phản kháng và kết nối lưới mịn Bộ chuyển đổi năng lượng nhỏ hơn làm cho mô hình này trở nên hấp dẫn từ quan điểm kinh tế Tuy nhiên nhược điểm chính của nó là sử dụng vòng trượt, chổi than, cần thường xuyên bảo trì, và các phương án bảo vệ phức tạp trong trường hợp sự cố lưới điện [26]
2.4.2 Mô hình kết nối trực tiếp máy phát với lưới điện
Mô hình này sử dụng kết nối turbine gió vận tốc cố định dùng máy phát không đồng bộ rotor lồng sóc, kết nối trực tiếp với lưới điện thông qua máy biến áp được thể hiện ở Hình 2.5 Do máy phát không đồng bộ luôn tạo ra công suất phản kháng phát lên lưới nên mô hình này cần sử dụng bộ tụ bù công suất phản kháng để tiêu thụ hoặc triệt tiêu công suất phản kháng phát lên lưới điện Bộ tụ bù tự động này thường bao gồm từ 5-25 tụ bù được điều khiển phụ thuộc vào công suất phát của turbine Để mô hình nối lưới trực tiếp hoạt động thuận lợi, người ta thường sử dụng bộ khởi động
Các chuyển động gió luôn thay đổi được chuyển thành chuyển động cơ học và thành các xung động điện năng Chúng có thể gây ra dao động điện áp tại điểm đấu nối của turbine gió với lưới điện Do các dao động điện áp này, turbine gió tốc độ cố định tạo ra công suất phản kháng dao động từ lưới điện (trong trường hợp của tụ bù), làm tăng cả dao động điện áp và tổn thất đường dây Các hệ thống tốc độ cố định có lợi thế về tính đơn giản và chi phí thấp Tuy nhiên nhược điểm chính của mô hình này là yêu cầu đối với lưới cứng (điện áp và tần số cố định), và cần cấu trúc cơ khí mạnh mẽ để hỗ trợ ứng suất cơ học cao do gió gây ra [27]
Hình 2.5: Mô hình kết nối trực tiếp máy phát với lưới điện
2.4.3 Mô hình máy phát kết nối trực tiếp với lưới điện sử dụng phương thức thay đổi điện trở mạch rotor
Mô hình sử dụng máy phát điện cảm ứng rotor dây quấn (WRIG) được thể hiện ở Hình 2.6 và được sử dụng từ những năm chín mươi của thế kỉ trước Mô hình này tương tự mô hình kết nối trực tiếp máy phát điện gió với lưới điện Tuy nhiên, cuộn dây rotor của máy phát được kết nối theo chuỗi với một điện trở điều khiển có kích thước xác định phạm vi của tốc độ thay đổi (thường cao hơn 0 - 10% so với tốc độ đồng bộ)
Mô hình này vẫn sử dụng bộ khởi động và tụ bù có điều khiển để vận hành kết nối mượt mà hơn Có thêm tính năng đặc biệt của mô hình này là nó có điện trở rotor thay đổi
33 được, và nó được thay đổi bởi một bộ điều khiển quang học được điều khiển gắn trên trục rotor Bằng cách thay đổi điện trở mạch rotor, do đó có thể điều khiển tác động của gió lên turbine Phạm vi điều khiển tốc độ động thay đổi theo kích thước của điện trở rotor biến và phổ biến lên đến 10% so với tốc độ đồng bộ Mô hình này có lợi thế hơn mô hình kết nối trực tiếp là các kết cấu cơ khí ít bị tác động hơn, ít phải bảo dưỡng, nên giá thành sản xuất cũng như vận hành thấp hơn [26]
Hình 2.6: Nối trực tiếp với lưới điện sử dụng phương thức thay đổi điện trở mạch rotor
2.4.4 Mô hình máy phát kết nối lưới điện thông qua bộ biến đổi toàn diện
Mô hình này tương ứng với turbine gió điều khiển tốc độ biến thiên trực tiếp, với máy phát điện được kết nối với lưới điện thông qua bộ chuyển đổi công suất toàn diện được thể hiện ở Hình 2.7 Máy phát đồng bộ được sử dụng để tạo ra dòng điện AC Bộ chuyển đổi điện được kết nối theo chuỗi với máy phát điện để biến đổi tần số này Bộ chuyển đổi năng lượng này cũng cho phép điều khiển bù công suất phản kháng cục bộ được tạo ra và có kết nối lưới mịn cho toàn bộ phạm vi tốc độ Máy phát điện được sử dụng có thể có thế là máy phát điện đồng bộ rotor dây quấn (WRSG) hay máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu (PMSG) Gần đây do sự phát triển của công nghệ điện tử công suất, máy phát cảm ứng rotor lồng sóc (SCIG) cũng đã bắt đầu được sử dụng cho
34 mô hình này Một số hệ thống turbine gió có tốc độ biến đổi hoàn toàn không có hộp số và sử dụng máy phát đa cực được điều khiển trực tiếp Turbine gió tốc độ thay đổi trực tiếp có một số hạn chế đối với các khái niệm DFIG tốc độ biến đổi trong đó chủ yếu bao gồm bộ chuyển đổi công suất và bộ lọc đầu ra ở khoảng 1 p.u của tổng công suất hệ thống Tính năng này làm giảm hiệu quả của hệ thống tổng thể và do đó dẫn đến một thiết bị đắt tiền hơn Tuy nhiên, với bộ chuyển đổi năng lượng với tỉ lệ đầy đủ, máy phát điện gió đã chuyển đổi năng lượng đến lưới một cách hiệu quả hơn đáp ứng được yêu cầu của ứng dụng hiện đại Ngoài ra, vì hệ thống trực tiếp có thể hoạt động ở tốc độ thấp, hộp số có thể được bỏ qua (hướng trực tiếp) Trong đó mô hình không hộp số là một giải pháp hiệu quả và mạnh mẽ mang lại lợi ích đặc biệt cho các mô hình điện gió ngoài khơi nơi các yêu cầu bảo trì thấp là điều cần thiết Hơn nữa, sử dụng một máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu, hệ thống kích từ DC loại bỏ và giảm chi phí, tổn thất, chi phí Thậm chí các hệ thống turbine gió PMSG hướng trực tiếp có thể được ưu tiên sử dụng trong tương lai hơn so với các mô hình turbine gió DFIG [26]
Hình 2.7: Mô hình máy phát kết nối lưới điện thông qua bộ biến đổi toàn diện
Các hệ thống điện gió cần công suất nhỏ thì việc sử dụng hệ thống turbine gió làm việc với tốc độ không đổi và kết nối trực tiếp với hệ thống điện là một giải pháp đơn giản, chi phí thấp mà vẫn mang lại hiệu quả, tuy nhiên nhược điểm chính của mô hình này là yêu cầu đối với lưới cứng (điện áp cố định và tần số), và cần cấu trúc cơ khí mạnh mẽ để hỗ trợ ứng suất cơ học cao do gió gây ra do đó chỉ áp dụng cho hệ thống có yêu cầu công suất thấp
Với các các tính năng nêu trên thì nhà máy điện gió Thạnh Hải 1 sử dụng kiểu máy phát DFIG để chuyển tải công suất lên hệ thống điện Mô hình này cho phép điều chỉnh công suất phản kháng một cách liên tục, turbine gió hoạt động biến thiên hoặc theo chỉnh định với tốc độ trên hoặc dưới tốc độ đồng bộ với dải tốc độ lớn hơn cho phép chúng cung cấp năng lượng hiệu quả hơn so với các mô hình sử dụng máy phát tốc độ cố định Không những thế mô hình này còn có khả năng giảm tổn thất cơ học, làm cho các thiết kế cơ khí nhẹ nhàng hơn và có thể điều khiển được công suất lớn hơn, ít phụ thuộc vào thay đổi của năng lượng gió, tăng hiệu quả chi phí điều khiển góc pitch đơn giản, cải thiện chất lượng điện và hiệu quả, giảm tiếng ồn Mặc dù thế nhược điểm chính của nó là sử dụng vành trượt, chổi than, cần thường xuyên bảo trì và các phương án bảo vệ phức tạp trong trường hợp sự cố lưới điện Trong tương lai với những sự tiến bộ về công nghệ điện tử công suất, các mô hình với bộ chuyển đổi năng lượng với tỉ lệ đầy đủ máy phát điện gió với nhiều loại (WRSG, PMSG, SCIG) sẽ chuyển đổi năng lượng đến lưới một cách hiệu quả hơn đáp ứng được yêu cầu của các ứng dụng hiện đại Ngoài ra, vì hệ thống trực tiếp có thể hoạt động ở tốc độ thấp do đó đây là một mô hình khá hiệu quả
Hơn nữa, sử dụng một máy phát điện đồng bộ nam châm vĩnh cửu, hệ thống kích từ được loại bỏ và giảm chi phí, tổn thất, yêu cầu bảo trì Thậm chí các hệ thống turbine gió PMSG hướng trực tiếp có thể được chú ý sử dụng hơn so với các mô hình turbine gió DFIG
PHÂN TÍCH VÀ MÔ PHỎNG CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ THẠNH HẢI 1
Giới thiệu nhà máy điện gió Thạnh Hải 1 Bến Tre
Nhà máy điện gió số 5 Thạnh Hải giai đoạn 1 công suất 30 MW, tại ấp Thạnh Thới B, xã Thạnh Hải, huyện Thạnh Phú, tỉnh Bến Tre
Dự án Nhà máy điện gió số 5 do Công ty Cổ phần Tân Hoàn Cầu Bến Tre làm chủ đầu tư Dự án gồm 4 nhà máy Thạnh Hải 1, 2, 3, 4 với 28 turbine có tổng công suất
120 MW Đến nay dự án đã hoàn thiện phần xây dựng trụ móng, đã xây dựng lắp đặt hoàn thành gần 120 MW được thể hiện ở Hình 3.2 Trong đó nhà máy Điện gió số 5 Thạnh Hải giai đoạn 1 công suất 30 MW được thể hiện ở Hình 3.1 đã được vận hành hòa vào lưới điện quốc gia [9]
Hình 3.1: Sơ đồ nối điện chính NMĐG số 5 Bến Tre
Hình 3.2: Bản vẽ mặt bằng NMĐG số 5 Bến Tre
Thông số kỹ thuật nhà máy
Tùy thuộc vào tiêu chuẩn kỹ thuật của từng nhà sản xuất, các số liệu và vị trí của các trang trại điện gió sẽ khác nhau Phần lớn máy phát điện trong turbine điện gió tạo ra dòng điện xoay chiều ba pha tương tự như những máy phát điện thông thường Tùy theo loại turbine điện gió mà máy phát điện có công suất và điện thế khác nhau ở đây nhà máy điện gió số 5 Thạnh Hải giai đoạn 1 công suất 30 MW có công suất định mức 4.25 MW và có dải công suất tác dụng 4.25 MW đến 4.5 MW được thể hiện ở Bảng 3.1
38 Bảng 3.1: Thông số turbine gió
STT HẠNG MỤC ĐƠN VỊ THÔNG TIN
02 Công suất định mức MW 4.25
03 Dải công suất tác dụng MW 4.25 – 4.5
04 Số lượng turbine (Trụ gió) Trụ 7
06 Độ dài cánh quạt Mét 71.5
07 Tốc độ gió vận hành tối thiểu m/s 3
08 Tốc độ gió vận hành tối đa m/s 25
09 Khả năng thay đổi góc quay 360 0
10 Khoảng cách trung bình giữa các turbine gió Mét 340 - 500
3.2.2 Thông số bộ điều tốc
Máy phát điện của tuabin điện gió có thông số bộ điều tốc khác nhau tùy loại tuabin Đối với nhà máy điện gió số 5 Thạnh Hải giai đoạn 1 công suất 30 MW, máy phát điện sử dụng bộ điều tốc kiểu 2 planetary / 1 parallel gears cho dải thay đổi tốc độ 1:103:992, được thể hiện trong Bảng 3.2.
Bảng 3.2: Thông số bộ điều tốc
STT NỘI DUNG THÔNG TIN
03 Dải thay đổi tốc độ 1:103:992
3.2.3 Thông số kỹ thuật máy phát
Tốc độ gió cut-in (dừng máy do tốc độ gió yếu): 3 - 4 m/s Tốc độ gió phát công suất điện định mức là 10 - 12 m/s Tốc độ gió cut-out (dừng cưỡng bức) hoặc quá độ sang chế độ vận hành giảm công suất khoảng 22 - 25 m/s đối với turbine trên bờ và 25 -
30 m/s đối với turbine ngoài khơi được thể hiện ở Hình 3.3 Khi tốc độ gió lên trên 25m/s, hệ thống rotor quay nhanh sẽ làm hư hỏng máy phát, vì thế tốc độ của hệ thống rotor phải được hạn chế lại
Thông thường máy phát có tần số điện là 50Hz hoặc tại Mỹ là 60Hz, số vòng quay của máy phát điện thông thường khoảng 1500 vòng/phút ở đây nhà máy điện gió số 5 Thạnh Hải giai đoạn 1 công suất 30 MW có tốc độ định mức 1120 vòng/phút và dãy tốc độ là 650 đến 1120 vòng/phút được thể hiện ở Bảng 3.3 Trên lý thuyết, hầu hết mọi máy phát điện đều có thể sử dụng trong turbine điện gió nhưng cần phải đáp ứng tất cả những yêu cầu kỹ thuật của lưới điện Vì tình trạng gió không ổn định nên hiệu điện thế và tần số không phù hợp, do chất lượng điện luôn mất ổn định nên dòng điện xoay chiều phải chuyển qua dòng một chiều Máy phát điện một chiều kích từ song song có ý nghĩa quan trọng trong lịch sử turbine điện gió, chúng được lắp đặt vào những turbine gió phát điện
Hình 3.3: Đường công công suất của turbine gió
40 đầu tiên Hiện nay máy phát điện một chiều kích từ song song cũng sử dụng trong các turbine gió nhỏ Máy phát điện một chiều có ưu điểm là có thể sử dụng cho mọi tốc độ số vòng quay của hệ thống rotor nhưng có cấu trúc phức tạp và đòi hỏi phải thường xuyên được bảo trì, việc bảo trì tốn kém và giá thành cao
Bảng 3.3: Thông số kỹ thuật máy phát
STT HẠNG MỤC ĐƠN VỊ THÔNG TIN
01 Nhà sản xuất GAMESA ELECTRIC
02 Loại máy phát WINTURBINE DFIG
04 Công suất định mức MW 4.25
05 Điện áp định mức kV 690
08 Tốc độ định mức Vòng/phút 1120
3.2.4 Thông số trạm biến áp và tăng áp
Nhà máy điện gió số 5 Thạnh Hải giai đoạn 1 công suất 30 MW có dung lượng
5500 MVA và có cấp điện áp đầu nối 0.69/22 kV được thể hiện ở Bảng 3.4
Bảng 3.4: Thông số trạm biến áp và tăng áp
STT HẠNG MỤC ĐƠN VỊ THÔNG TIN
04 Các cấp điện áp đấu nối kV 0.69/22
Phân tích chế độ vận hành của lưới điện
Để xem xét đánh giá ảnh hưởng của nhà máy điện gió Thạnh Hải 1 đến thông số vận hành của lưới điện khu vực, trong phần này sử dụng phần mềm Etap để mô phỏng, phân tích các chế độ vận hành của lưới phân phối 110 kV tỉnh Bến Tre khi kết nối với nhà máy điện gió Thạnh Hải 1 qua đó tính toán cũng như phân tích sự ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến phân bố trào lưu công suất độ lệch điện áp tại các nút, tổn thất công suất trên lưới điện 110 kV
Hình 3.4: Sơ đồ đơn tuyến của hệ thống điện 110 kV Bến Tre
Sơ đồ được trình bày ở Hình 3.4 sẽ được sử dụng mô phỏng các chế độ vận hành của lưới điện 110 kV tỉnh Bến Tre trong các điều kiện bình thường và trong chế độ sự cố để đánh giá khả năng hoạt động của nhà máy điện gió Thạnh Hải 1 Sơ đồ mô phỏng được thể hiện ở Hình 3.5
Hình 3.5: Sơ đồ mô phỏng lưới điện 110 kV tỉnh Bến Tre
Phân tích chế độ vận hành của lưới điện phân phối khu vực khi chưa kết nối nhà máy điện gió Thạnh Hải 1
chưa kết nối nhà máy điện gió Thạnh Hải 1 Để phân tích chế độ vận hành của lưới điện phân phối khu vực ta dựa vào phụ tải ngày đặc trưng của tỉnh Bến Tre ngày 14/4/2023 được trình bày ở Bảng 3.5 (Nguồn: Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Nam)
Bảng 3.5: Phụ tải ngày đặc trưng của tỉnh Bến Tre
Phụ tải cực đại Phụ tải cực tiểu P(MW) Q(MVAr) P(MW) Q(MVAr)
Phụ tải cực đại Phụ tải cực tiểu P(MW) Q(MVAr) P(MW) Q(MVAr)
3.4.1 Chế độ lưới điện vận hành tải cực đại
Phân bố công suất trên lưới 110 kV tỉnh Bến Tre khi chưa có sự tham gia của NMĐG Thạnh Hải 1 lúc này máy cắt kết nối NMĐG và lưới điện đang ở vị trí mở ở chế độ phụ tải là cực đại được trình bày ở Hình 3.6
Khi hệ thống vận hành ở chế độ tải cực đại và chưa kết nối Nhà máy điện gió Thạnh Hải 1, điện áp tại các nút được thống kê trong Bảng 3.6 Dữ liệu này cung cấp thông tin quan trọng về sự phân bố công suất trong hệ thống khi chưa tích hợp nguồn năng lượng tái tạo.
44 Điện áp tại các nút trên lưới điện 110 kV trong chế độ tải cực đại và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1 được trình bày ở Bảng 3.6 vận hành duy trì trong giới hạn cho phép từ 95% đến 105% điện áp định mức, độ lệch điện áp giữa các nút 110 kV nằm trong phạm vi cho phép ± 5% điện áp định mức
Bảng 3.6: Thống kê điện áp tại các nút và chưa kết nối NMĐG
Khi chạy trào lưu công suất ở chế độ tải cực đại và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1 vào hệ thống ta thống kê phân bố tải trên các đường dây điều này được trình bày ở Bảng 3.7
Khi chạy trào lưu công suất ở chế độ tải cực đại và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1 vào hệ thống thì tổng công suất truyền tải trên lưới điện là 181.086 MW, tổn thất công suất trên lưới điện 110 kV là 3.164 MW chiếm tỉ lệ 0,02% Nguyên nhân là do đường dây Bình Thạnh – Mỏ Cày truyền tải lượng công suất lớn nhất và gây tổn hao nhiều nhất trong các đường dây điều này được trình bày ở Bảng 3.7
STT Nút Cấp điện áp
Công suất phản kháng P(MW) Q(MVAr)
45 Bảng 3.7: Phân bố tải trên các đường dây khi tải cực đại và chưa kết nối NMĐG
Ba Tri - Giồng Trôm 17027 3230 92.3 98.2 99.2 -417.6 Bình Thạnh - Mỏ Cày 58086 7038 307.1 99.3 1534.4 2315.5 Bình Đại - Giồng Trôm 37719 5455 200.8 99.0 586.1 231.0 Giồng Trôm - Bến Tre 36936 6229 201.1 98.6 470.6 240.1
Mỏ Cày - Bến Tre 18601 0189 100.9 100.0 126.7 -394.9 Bến Tre - Giao Long 17059 1854 93.7 99.4 61.3 -353.5
Thông số các nguồn khi tải cực đại và chưa kết nối NMĐG được trình bày ở Bảng 3.8 Bảng 3.8: Thông số các nguồn khi tải cực đại và chưa kết nối NMĐG
Qua các số liệu được trình bày ở Bảng 3.6, Bảng 3.7, Bảng 3.8 ta thấy:
Khi chạy trào lưu công suất ở chế độ tải cực đại và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1 vào hệ thống thì tổng công suất truyền tải trên lưới điện là 181.086 MW, tổn thất công suất trên lưới điện 110 kV là 3.164 MW chiếm tỉ lệ 0,02% Nguyên nhân là do
46 đường dây Bình Thạnh – Mỏ Cày truyền tải lượng công suất lớn nhất và gây tổn hao nhiều nhất trong các đường dây Điện áp tại các nút trên lưới điện 110 kV trong chế độ tải cực đại và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1 vận hành duy trì trong giới hạn cho phép từ 95% đến 105% điện áp định mức, độ lệch điện áp giữa các nút 110 kV nằm trong phạm vi cho phép ± 5% điện áp định mức
3.4.2 Chế độ lưới điện vận hành tải cực tiểu
Phân bố công suất trên lưới 110 kV tỉnh Bến Tre khi chưa có sự tham gia của NMĐG Thạnh Hải 1 lúc này máy cắt kết nối NMĐG và lưới điện đang ở vị trí mở ở chế độ phụ tải là cực tiểu được trình bày ở Hình 3.7
Hình 3.7: Phân bố công suất ở chế độ vận hành tải cực tiểu khi chưa kết nối NMĐG
Khi chạy trào lưu công suất ở chế độ tải cực tiểu và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1 vào hệ thống ta thống kê điện áp tại các nút và chưa kết nối NMĐG được trình bày ở Bảng 3.9 Điện áp tại các nút trên lưới điện 110 kV trong chế độ tải cực tiểu và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1 được trình bày ở Bảng 3.9 vận hành duy trì trong giới hạn cho phép từ 95% đến 105% điện áp định mức, độ lệch điện áp giữa các nút 110 kV nằm trong phạm vi cho phép ± 5% điện áp định mức
Bảng 3.9: Thống kê điện áp tại các nút ở chế độ tải cực tiểu và chưa kết nối NMĐG
Khi chạy trào lưu công suất ở chế độ tải cực tiểu và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1 vào hệ thống ta thống kê phân bố tải trên các đường dây được trình bày ở Bảng 3.10
Khi chạy trào lưu công suất ở chế độ tải cực tiểu và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1 vào hệ thống thì tổng công suất truyền tải trên lưới điện là 114.977 MW, tổn thất
STT Nút Cấp điện áp
Công suất phản kháng P(MW) Q(MVAr)
48 công suất trên lưới điện 110 kV là 2.364 MW chiếm tỉ lệ 0,02% Nguyên nhân là do đường dây Giồng Trôm – Bến Tre truyền tải lượng công suất lớn nhất và gây tổn hao nhiều nhất trong các đường dây được trình bày ở Bảng 3.10
Bảng 3.10: Phân bố tải trên các đường dây khi tải cực tiểu và chưa kết nối NMĐG
Thông số các nguồn khi tải cực tiểu và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1 được trình bày ở Bảng 3.11
Bảng 3.11: Thông số các nguồn khi tải cực tiểu và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1
Qua các số liệu ở Bảng 3.9, Bảng 3.10, Bảng 3.11 ta thấy:
Khi chạy trào lưu công suất ở chế độ tải cực tiểu và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1 vào hệ thống thì tổng công suất truyền tải trên lưới điện là 114.977 MW, tổn thất công suất trên lưới điện 110 kV là 2.364 MW chiếm tỉ lệ 0,02% Nguyên nhân là do đường dây Giồng Trôm – Bến Tre truyền tải lượng công suất lớn nhất và gây tổn hao nhiều nhất trong các đường dây Điện áp tại các nút trên lưới điện 110 kV trong chế độ tải cực tiểu và chưa kết nối NMĐG Thạnh Hải 1 vận hành duy trì trong giới hạn cho phép từ 95% đến 105% điện áp định mức, độ lệch điện áp giữa các nút 110 kV nằm trong phạm vi cho phép ± 5% điện áp định mức
3.4.3 So sánh 2 chế độ vận hành tải cực tiểu và tải tải cực đại khi chưa kết nối nhà máy điện gió Thạnh Hải 1
Phân tích đánh giá các chế độ phát của nhà máy điện gió Thạnh Hải 1 ứng với từng chế độ tải của lưới điện tỉnh Bến Tre
Trường hợp Các tình huống mô phỏng
Công suất nhà máy Chế độ tải lưới điện
TH1 Cực đại Cực đại
TH2 Cực đại Cực tiểu
TH3 Cực tiểu Cực đại
TH4 Cực tiểu Cực tiểu
3.5.1 Trường hợp khi nhà máy điện gió Thạnh Hải 1 phát cực đại
Khi NMĐG Thạnh Hải 1 phát công suất cực đại 30 MW tương ứng với chế độ phụ tải lưới cực đại và cực tiểu thu được kết quả được thể hiện ở các trường hợp sau:
Trường hợp 1: NMĐG phát cực đại và phụ tải lưới ở chế độ cực đại được trình bày ở Hình 3.9
Hình 3.9: NMĐG phát cực đại và phụ tải lưới ở chế độ cực đại
54 Trường hợp 2: NMĐG phát cực đại và phụ tải lưới ở chế độ cực tiểu được trình bày ở Hình 3.10
Hình 3.10: NMĐG phát cực đại và phụ tải lưới ở chế độ cực tiểu
Phân bố công suất trong chế độ NMĐG Thạnh Hải 1 phát công suất cực đại và phụ tải của lưới điện ở chế độ cực tiểu thì tổn thất công suất trên lưới phân phối 110 kV tỉnh Bến Tre chiếm tỷ lệ 1.18% công suất phát toàn lưới được thể hiện ở Bảng 3.15 Bảng 3.15: Phân bố công suất ở chế độ NMĐG phát cực đại
Thạnh Hải 1 cực đại Chế độ tải cực đại
Thạnh Hải 1 cực đại Chế độ tải cực tiểu
Tổn thất công suất P(kW)
Tổn thất công suất P(kW)
Thạnh Hải 1 cực đại Chế độ tải cực đại
Thạnh Hải 1 cực đại Chế độ tải cực tiểu
Tổn thất công suất P(kW)
Tổn thất công suất P(kW)
8 Bình Thạnh T1 29595 135.8 193.5 29595 135.8 193.5 Điện áp giữa các nút ở chế độ vận hành trường hợp NMĐG phát cực đại được trình bày ở Bảng 3.16 đều nằm trong phạm vi 95% đến 105% Uđm độ lệch điện áp giữa các nút 110 kV lưới điện tỉnh Bến Tre đều nằm trong phạm vi cho phép ±5% điện áp định mức
56 Bảng 3.16: Điện áp tại các nút ở chế độ NMĐG phát cực đại
STT Thanh cái Cấp điện áp (kV)
Thạnh Hải 1 cực đại Chế độ tải cực đại
Thạnh Hải 1 cực đại Chế độ tải cực tiểu Điện áp thanh cái (%)
Phụ tải (MW) Điện áp thanh cái (%)
Các số liệu tổng quan thu được qua quá trình mô phỏng được trình bày ở Bảng 3.17 Bảng 3.17: Số liệu tổng quan ở chế độ NMĐG phát cực đại
Thạnh Hải 1 cực đại Chế độ tải cực đại
Thạnh Hải 1 cực đại Chế độ tải cực tiểu
3.5.2 Trường hợp khi nhà máy điện gió Thạnh Hải phát cực tiểu
Trường hợp 3: NMĐG phát cực tiểu và phụ tải lưới ở chế độ cực đại được trình bày ở Hình 3.11
Hình 3.11: NMĐG phát cực tiểu và phụ tải lưới ở chế độ cực đại
Trường hợp 4: NMĐG phát cực tiểu và phụ tải lưới ở chế độ cực tiểu
Hình 3.12: NMĐG phát cực tiểu và phụ tải lưới ở chế độ cực tiểu
Phân bố công suất trong chế độ NMĐG Thạnh Hải 1 phát công suất cực tiểu và phụ tải của lưới điện ở chế độ cực tiểu thì tổn thất công suất trên lưới phân phối 110 kV tỉnh Bến Tre chiếm tỷ lệ 1.48% được thể hiện ở Bảng 3.18 công suất phát toàn lưới
59 Bảng 3.18: Phân bố công suất ở chế độ NMĐG phát cực tiểu
Thạnh Hải 1 cực tiểu Chế độ tải cực đại
Thạnh Hải 1 cực tiểu Chế độ tải cực tiểu
Tổn thất công suất P(kW)
Tổn thất công suất P(kW)
60 Điện áp giữa các nút ở chế độ vận hành trường hợp NMĐG phát cực tiểu được trình bày ở Bảng 3.19 đều nằm trong phạm vi 95% đến 105% Uđm độ lệch điện áp giữa các nút 110 kV lưới điện tỉnh Bến Tre đều nằm trong phạm vi cho phép ±5% điện áp định mức
Bảng 3.19: Điện áp tại các nút của lưới điện ở chế độ NMĐG phát cực tiểu
Stt Thanh cái Cấp điện áp (kV)
Thạnh Hải 1 cực tiểu Chế độ tải cực đại
Thạnh Hải 1 cực tiểu Chế độ tải cực tiểu Điện áp thanh cái (%)
Phụ tải (MW) Điện áp thanh cái (%)
Các số liệu tổng quan thu được qua quá trình mô phỏng được trình bày ở Bảng 3.20 Bảng 3.20: Số liệu tổng quan ở chế độ NMĐG phát cực tiểu
Thạnh Hải 1 cực tiểu Chế độ tải cực đại
Thạnh Hải 1 cực tiểu Chế độ tải cực tiểu
3.5.3 Điện áp các nút lưới điện phân phối 110 kV ứng với các chế độ mô phỏng
Trong các mô phỏng khi NMĐG Thạnh Hải 1 phát công suất cực tiểu và phụ tải của lưới điện ở chế độ cực đại thì tổn thất công suất trên lưới điện phân phối 110 kV chiếm tỷ lệ 1.48 % được thể hiện ở Bảng 3.21 công suất phát toàn lưới, cao hơn tất các trường hợp mô phỏng Trong chế độ NMĐG Thạnh Hải 1 phát công suất cực đại và phụ tải của lưới điện ở chế độ cực tiểu thì tổn thất công suất trên lưới phân phối 110 kV tỉnh Bến Tre chiếm tỷ lệ 1.18% được thể hiện ở Bảng 3.21 công suất phát toàn lưới thấp hơn tất các trường hợp mô phỏng
62 Bảng 3.21: Tổn thất công suất ở từng chế độ vận hành của lưới điện phân phối 110 kV
Chế độ vận hành TH1 TH2 TH3 TH4
Công suất phụ tải (MW) 177.923 111.663 177.923 111.857
% Tổn hao công suất (MW) 1.40 1.18 1.48 1.30 Điện áp giữa các nút ở các chế độ vận hành với các trường hợp mô phỏng được trình bày ở Bảng 3.22 và Hình 3.13 đều nằm trong phạm vi 95% đến 105% Uđm độ lệch điện áp giữa các nút 110 kV lưới điện tỉnh Bến Tre đều nằm trong phạm vi cho phép ±5% điện áp định mức
Bảng 3.22: Điện áp giữa các nút ở các chế độ vận hành của lưới điện 110 kV tỉnh Bến Tre
Các chế độ vận hành TH1 TH2 TH3 TH4 Điện áp tại các nút 110 kV và
63 Hình 3.13: Điện áp giữa các nút ở các chế độ vận hành của lưới điện 110 kV tỉnh Bến Tre
Từ các số liệu được trình bày ở Bảng 3.15, Bảng 3.16, Bảng 3.17, Bảng 3.18,
Bảng 3.19, Bảng 3.20, Bảng 3.21, Bảng 3.22 trên ta có thể đưa ra kết luận:
Trong chế độ phụ tải lưới điện cực đại thì đường dây từ MBA Bình Thạnh – Mỏ Cày mang tải lớn nhất được thể hiện ở Bảng 3.15 với khoảng cách truyền tải dài và tổn thất công suất trên đường dây này cũng là lớn nhất với P = 58086 kW; ΔP = 1534.4 kW
Các đường dây còn lại ứng với các chế độ phát khác nhau của NMĐG Thạnh Hải
Đường dây tải hầu hết đều có công suất tải đủ Ở chế độ vận hành Nhà máy điện gió (NMĐG) Thạnh Hải 1, khi NMĐG phát công suất cực đại, điện áp tại các nút lưới điện 110 kV tỉnh Bến Tre được cải thiện và cao hơn trường hợp NMĐG Thạnh Hải 1 phát công suất cực tiểu Ngược lại, khi phụ tải lưới cực tiểu, điện áp hệ thống cao hơn so với chế độ lưới điện có phụ tải cực đại Tuy nhiên, sự chênh lệch điện áp tại các nút giữa các chế độ này là không đáng kể Tất cả các chế độ phụ tải khi có NMĐG tham gia phát công suất đều vận hành duy trì trong giới hạn cho phép từ 95% đến 105% điện áp định mức Độ lệch điện áp giữa các nút 110 kV lưới điện tỉnh Bến Tre đều nằm trong phạm vi cho phép ±5% điện áp định mức.
Trong các mô phỏng thì khi NMĐG Thạnh Hải 1 phát công suất cực tiểu và phụ tải của lưới điện ở chế độ cực đại thì tổn thất công suất trên lưới điện phân phối 110 kV tỉnh Bến Tre có ∆P =2.947 MW, chiếm tỷ lệ 1.48 % được thể hiện ở Bảng 3.21 công suất phát toàn lưới, cao hơn tất các trường hợp mô phỏng còn lại Trong chế độ NMĐG
THẠNH BÌNH ĐẠI BẾN TRE CHỢ
64 Thạnh Hải 1 phát công suất cực đại và phụ tải của lưới điện ở chế độ cực tiểu thì tổn thất công suất trên lưới phân phối 110 kV tỉnh Bến Tre có ∆P =0.2352 MW, chiếm tỷ lệ 1.18% được thể hiện ở Bảng 3.21 công suất phát toàn lưới thấp hơn tất các trường hợp mô phỏng còn lại.
Phân tích các trường hợp sự cố trong lưới điện khi có sự tham gia của nhà máy điện gió Thạnh Hai 1
3.6.1 Xét trường hợp sự cố ngắn mạch tại thanh cái 22 kV NMĐG Thạnh Hải 1 khi kết nối lưới điện
Trong trường hợp này, ta mô phỏng sự cố ngắn mạch tại thanh cái 22 kV NMĐG Thạnh Hải 1 được thể hiện ở Hình 3.14 Mô phỏng sự cố diễn ra trong thời gian 300 ms
Mô phỏng cho thấy kết quả trước khi xảy ra sự cố, trong quá trình duy trì sự cố và sau khi sự cố được giải trừ
Hình 3.14: Sự cố ngắn mạch tại thanh cái 22 kV NMĐG Thạnh Hải 1
Trong Hình 3.15 khi sự cố diễn ra điện áp tại đầu cực máy phát WT01 giảm từ 105% Uđm về 0% Uđm trong thời gian duy trì sự cố do sự cố ngắn mạch diễn ra tại thanh cái 22 kV C48 của NMĐG Thạnh Hải 1 Sau khi sự cố được giải trừ thì điện áp
65 phục hồi về giá trị 91% Uđm nhỏ hơn giá trị điện áp trước khi diễn ra sự cố Sau thời gian khoảng 1.4 s điện áp có giá trị 101% Uđm và tiếp tục vận hành ổn định bình thường
Hình 3.15: Biểu đồ điện áp ngắn mạch 22 kV tại NMĐG Thạnh Hải 1
Trong Hình 3.16 công suất tác dụng của máy phát trước khi xảy ra sự cố đạt giá trị phát tối đa 4,25 MW, trong quá trình sự cố lượng công xuất này gần như bằng 0,0
MW Ngay sau khi sự cố được loại trừ lượng công suất phát của nhà máy có giá trị là -1
Khi hệ thống lưới điện phục hồi, các máy phát tuabin ban đầu ở chế độ quá kích thích, tiêu thụ một lượng công suất tác dụng và phản kháng để khôi phục điện áp đầu cực nhanh chóng Sau đó, máy phát sẽ tăng công suất tác dụng nhằm đảm bảo hệ thống vận hành ổn định.
66 Hình 3.16: Biểu đồ công suất tác dụng ngắn mạch 22 kV tại NMĐG Thạnh Hải 1
Trong sự cố turbine gió, ban đầu nó phát lượng công suất phản kháng nhỏ (-0,5 Mvar) Sau khi sự cố được giải quyết, máy phát turbine gió tăng đột ngột công suất phản kháng lên 3,7 Mvar để ổn định điện áp tại thanh cái kết nối với nhà máy điện gió Sau đó, công suất phản kháng giảm dần về mức trước khi có sự cố, giúp duy trì độ lệch điện áp trong giới hạn cho phép, đảm bảo hệ thống vận hành ổn định sau khi sự cố được khắc phục.
67 Hình 3.17: Biểu đồ công suất phản kháng ngắn mạch 22 kV tại NMĐG Thạnh Hải 1
Trong Hình 3.18 trước khi xảy ra sự cố dòng máy phát làm việc khoảng 3406 A, khi xảy ra sự cố dòng điện làm việc của turbine gió tăng lên rất lớn từ 5940 A đến 8612
A trong khoảng thời gian duy trì sự cố, sau khi sự cố được giải trừ dòng điện làm việc của turbine gió lập tức giảm xuống vào khoảng 2828 A, sau khoảng 2.1 s turbine NMĐG làm việc ổn định với dòng điện xấp xỉ 3887 A
Hình 3.18: Biểu đồ dòng điện ngắn mạch 22 kV tại NMĐG Thạnh Hải 1
Trong Hình 3.19 tại thời điểm xảy ra sự cố, công suất máy phát bằng không do vậy tốc độ turbine tăng từ 1584 v/p đến giá trị đỉnh là 1839 v/p (tăng từ 100% lên 116%) Sau đó tốc độ giảm dần và trải qua một khoảng thời gian quá độ khi sự cố được giải trừ và phục hồi hoàn toàn sau 2.5 s
69 Hình 3.19: Biểu đồ tốc độ turbine ngắn mạch 22 kV tại NMĐG Thạnh Hải 1
Trong Hình 3.20 trước khi có sự cố điện áp tại các thanh cái đều ổn định trong khoảng giá trị cho phép ± 5% Uđm Khi sự cố xảy ra, điện áp bị giảm thấp đột ngột Có thể thấy rõ nét nhất điện áp càng gần khu vực sự cố có mức giảm càng sâu tương ứng: tại thanh cái 110 kV ở TBA Mỏ cày 41.4 % Uđm, tại thanh cái 110 kV Giồng Trôm giảm còn 9.8% Uđm và trạm 110 kV Bình Đại giảm còn 13% Uđm Sau khi loại trừ sự cố điện áp tại các nút tăng nhẹ khoảng 7 % đối với khu vực gần NMĐG và giảm dần với các khu vực càng xa NMĐG
70 Hình 3.20: Biểu đồ quá độ điện áp ngắn mạch 22 kV tại NMĐG Thạnh Hải 1
Ở tần số thanh cái 110 kV, sự ổn định được duy trì như Hình 3.21 do năng lượng đầu vào từ lưới vẫn đáp ứng đủ nhu cầu của phụ tải.
71 Hình 3.21: Biểu đồ quá độ tần số ngắn mạch 22 kV tại NMĐG Thạnh Hải 1
Số liệu trường hợp ngắn mạch tại thanh cái 22 kV tại NMĐG Thạnh Hải 1 được thể hiện ở Bảng 3.24
Bảng 3.24: Số liệu trường hợp ngắn mạch tại thanh cái 22 kV tại NMĐG Thạnh Hải 1
(s) Điện áp (%) P(MW) Q(MVAr) I (A) Tốc độ
(s) Điện áp (%) P(MW) Q(MVAr) I (A) Tốc độ
(s) Điện áp (%) P(MW) Q(MVAr) I (A) Tốc độ
3.6.2 Xét trường hợp sự cố ngắn mạch đường dây 110 kV NMĐG Thạnh Hải 1 khi kết nối lưới điện
Trong trường hợp này, ta mô phỏng sự cố ngắn mạch tại đường dây 110 kV NMĐG Thạnh Hải 1 với TBA 110 kV Bình Thạnh được thể hiện ở Hình 3.22 Mô phỏng sự cố diễn ra trong thời gian 300 ms Mô phỏng cho thấy kết quả trước khi xảy ra sự cố, trong quá trình duy trì sự cố và sau khi sự cố được giải trừ
74 Hình 3.22: Sự cố ngắn mạch đường dây 110 kV NMĐG Thạnh Hải 1 khi kết nối lưới điện Trong Hình 3.23 khi sự cố diễn ra điện áp tại đầu cực máy phát WT01 giảm từ 100% Uđm về 0% Uđm trong thời gian duy trì sự cố do sự cố ngắn mạch diễn ra tại đường dây 110 kV TBA NMĐG Thạnh Hải 1 Sau khi sự cố được giải trừ thì điện áp phục hồi về giá trị 78.52% Uđm nhỏ hơn giá trị điện áp trước khi diễn ra sự cố Sau thời gian khoảng 1.4s điện áp có giá trị 100.67% Uđm và tiếp tục vận hành ổn định bình thường
75 Hình 3.23: Biểu đồ điện áp ngắn mạch đường dây 110 kV NMĐG Thạnh Hải 1
Trong Hình 3.24 công suất tác dụng của máy phát trước khi xảy ra sự cố sự cố đạt giá trị phát tối đa 4,25 MW, trong quá trình sự cố lượng công suất này gần như bằng 0,00 MW Ngay sau khi sự cố được loại trừ lượng công suất phát của nhà máy có giá trị là -1 MW, tức là các turbine đang tiêu thụ công suất của lưới điện Điều này là do lúc bắt đầu phục hồi, máy phát turbine hoạt động chế độ quá kích thích, phải tiêu thụ một lượng công suất tác dụng và nâng cao lượng công suất phản kháng với mục đích khôi phục điện áp đầu cực các máy phát nhanh nhất Sau đó lượng công suất tác dụng từ máy phát sẽ tăng trở lại đảm bảo hệ thống vận hành ổn định
76 Hình 3.24: Biểu đồ công suất tác dụng tại WT01 ngắn mạch đường dây 110 kV
Trong Hình 3.25 khi xảy ra sự cố turbine gió chỉ phát một lượng công suất phản kháng khoảng -0.5 Mvar, sau khi sự cố được giải trừ các máy phát turbine gió đột ngột phát một lượng công suất phản kháng tăng vọt lên khoảng 3.74 Mvar, rồi giảm dần về giá trị như trước khi có sự cố để ổn định điện áp tại thanh cái kết nối với NMĐG và duy trì độ lệch điện áp nằm trong giới hạn cho phép sau khi loại trừ sự cố đảm bảo khả năng vận hành ổn định trong hệ thống
77 Hình 3.25: Biểu đồ công suất phản kháng tại WT01 ngắn mạch đường dây 110 kV
Kết luận
Trong quá trình vận hành lưới điện 110 kV Bến Tre, khi chưa hoặc có kết nối với Nhà máy điện gió Thạnh Hải 1, điện áp tại các đầu mối đều đảm bảo nằm trong phạm vi cho phép Độ lệch điện áp tại các đầu mối cũng nằm trong giới hạn chấp nhận được, cụ thể là ± 5% điện áp định mức khi lưới điện ở trạng thái ổn định.
Trong các chế độ vận hành sự cố của lưới điện 110 kV tỉnh Bến Tre khi chưa có kết nối với NMĐG Thạnh Hải 1 hoặc có kết nối với NMĐG Thạnh Hải 1 thì điện áp tại các nút duy trì trong phạm vi cho phép, độ lệch điện áp tại các nút nằm trong phạm vi cho phép ± 5% Uđm khi vận hành ổn định Nhà máy điện gió Thạnh Hải 1 khi tham gia vào lưới điện đã giải quyết một phần bài toán thiếu nguồn trên địa bàn đồng thời không làm gia tăng đáng kế tổn thất công suất trên toàn lưới điện, cũng như đã phục hồi sau các sự cố như đã phân tích Đáp ứng đầy đủ các tiêu chuẩn kết nối lưới theo quy định
So sánh về tổn thất công suất vận hành ở tất cả các chế độ, thì khi NMĐG Thạnh Hải 1 phát cực đại và phụ tải vận hành ở chế độ cực tiểu sẽ có tổn thất công suất lớn hơn các chế độ vận hành còn lại
Trong trường hợp xảy ra sự cố ngắn mạch tại thanh cái 110 kV ngoài khu vực NMĐG khi có kết nối với NMĐG và không kết nối với NMĐG thì kết quả đánh khả năng vượt qua sự cố, khả năng phục hồi tiếp tục làm việc của NMĐG Thạnh Hải 1 vẫn đáp ứng điều kiện theo các tiêu chuẩn kết nối lưới được quy định, độ lệnh điện áp nằm trong khoảng giá trị cho phép ± 5% Uđm Mặt khác khi có sự tham gia của NMĐG Thạnh Hải 1 thì thời gian phục hồi điện áp sau sự cố nhanh hơn
Những kết quả thu được từ các tình huống sự cố mô phỏng và phân tích cho thấy hệ thống lưới điện phân phối của tỉnh Bến Tre vẫn hoạt động ổn định khi Nhà máy điện mặt trời Thạnh Hải 1 hòa vào lưới điện Việc đưa nhà máy vào vận hành là cần thiết để đáp ứng nhu cầu phụ tải ngày càng tăng của tỉnh Bến Tre.
KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN CỦA ĐỀ TÀI
Kết luận
Phân tích ảnh hưởng của NMĐG Thạnh Hải 1 đến lưới điện 110 kV tỉnh Bến Tre ở các chế độ vận hành của NMĐG và phụ tải Luận văn đã đưa ra các trường hợp sự cố của lưới điện cho thấy khả năng ổn định của NMĐG khi xảy ra sự cố và khả năng phục hồi điện áp và tần số trong lưới điện sau khi sự cố được giải trừ
Nhờ sự kết nối giữa Nhà máy điện gió Thạnh Hải 1 với hệ thống lưới điện phân phối Bến Tre, nhà máy đã đóng góp vào việc đáp ứng nhu cầu phụ tải khu vực, giảm thiểu tổn thất điện năng và duy trì điện áp ổn định tại các trạm biến áp khu vực Mô phỏng sự cố thông qua phần mềm ETAP cũng chỉ ra khả năng bám lưới vững chắc của nhà máy.
Qua việc đánh giá, phân tích của NMĐG Thạnh Hải 1 đến lưới điện tỉnh Bến Tre cho thấy tầm quan trọng của việc phát triển các nguồn năng lượng tái tạo đặc biệt là điện gió cho Việt Nam nói chung và tỉnh Bến Tre nói riêng
Do thời gian hạn chế nên việc phân tích ảnh hưởng của NMĐG Thạnh Hải 1 đến lưới điện 110 kV tỉnh Bến Tre chưa đưa ra được các trường hợp ảnh hưởng khác của NMĐG đến lưới điện cũng như chưa mô phỏng được theo thời gian thực ảnh hưởng của tốc độ gió đến lưới điện 110 kV Bến Tre
Luận văn chỉ dừng lại ở mức phân tích, tính toán các chế độ vận hành của NMĐG Thạnh Hải 1 khi có kết nối với lưới điện phân phối tỉnh Bến Tre ở các chế độ xác lập đặc trưng, chưa phân tích sâu về sự biến thiên của vận tốc gió, quá trình quá độ diễn ra khi vận tốc gió biến thiên trong thời gian ngắn,…sẽ ảnh hưởng đến chất lượng điện năng của lưới điện phân phối tỉnh Bến Tre
Hướng phát triển của đề tài
Hướng phát triển của đề tài là đưa ra nhiều trường hợp mô phỏng khác đặc biệt là nghiên cứu phản ứng của lưới điện khi nhà NMĐG thay đổi công suất phát phụ thuộc vào tốc độ gió tại nhiều thời điểm trong ngày cũng như các mùa trong năm nhằm đưa ra các thuật toán điều khiển công suất cho nhà máy để tối ưu chế độ phát
Ngoài việc phân tích ảnh hưởng của việc kết nối nhà máy điện gió Thạnh Hải 1 với lưới điện phân phối của Bến Tre Luận văn có thể kết hợp phân tích ảnh hưởng của các nguồn năng lượng tái tạo khác như năng lượng Mặt trời, qua đó cho thấy được ưu điểm của nhà máy trong việc cung cấp công suất cho phụ tải khu vực trong việc giảm tổn hao công suất, ổn định được điện áp
Trong tương lai luận văn có thể nghiên cứu, phân tích thêm các giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng cho lưới điện khi có kết nối điện gió và năng lượng Mặt trời áp dụng tại Tỉnh Bến Tre nói riêng và các tỉnh khác trong cả nước nói chung