Luận văn thạc sĩ Quản lý năng lượng: Nghiên cứu và đề xuất phương án giải tỏa công suất các dự án năng lượng tái tạo tỉnh Trà Vinh

TỔNG QUAN

Đặt vấn đề

Theo báo cáo số 58/BC-BCT ngày 04/6/2019 của Bộ Công Thương về tình hình thực hiện các dự án điện trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh: tình trạng hệ thống điện có dự phòng về nguồn điện (20 – 30%) đến năm

2018 – 2019 hầu như không còn và sang giai đoạn 2021 – 2025 xảy ra tình trạng thiếu hụt nguồn cấp điện

Từ vấn đề trên, việc đầu tư và giải pháp đẩy mạnh phát triển các dự án năng lượng tái tạo để cung cấp điện là rất cần thiết Ngoài ra, việc phát triển các dự án NLTT là phù hợp với xu hướng chung của thế giới và chiến lược phát triển NLTT của Việt Nam đến năm 2030 tầm nhìn 2050

Trà Vinh có vị trí địa lý khá thuận lợi để phát triển các dự án NLTT Chính vì vậy, hiện nay có nhiều nhà đầu tư đã tiến hành làm thủ tục xin đầu tư xây dựng các dự án năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện gió

Quyết định số 2068/QĐ-TTg ngày 25/11/2015 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt chiến lược phát triển NLTT của Việt Nam đến năm

2030, tầm nhìn đến năm 2050 và Quyết định số 428/QĐ-TTg ngày 18/03/2016 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực quốc giai đoạn 2011-2020, có xét đến năm

2030 Theo đó, tăng sản lượng điện sản xuất từ năng lượng tái tạo từ khoảng 58 tỷ kWh năm 2015 lên đạt khoảng 101 tỷ kWh vào năm 2020, khoảng 186 tỷ kWh vào năm 2030 và khoảng 452 tỷ kWh vào năm 2050

Tỷ lệ điện năng sản xuất từ năng lượng tái tạo trong tổng điện năng sản xuất toàn quốc tăng từ khoảng 35% vào năm 2015 tăng lên khoảng 38% vào năm 2020; đạt khoảng 32% vào năm 2030 và khoảng 43% vào năm

2050 Như vậy việc đầu tư xây dựng các dự án NLTT trong giai đoạn hiện nay là hoàn toàn cấp thiết cho sự phát triển bền vững năng lượng điện cho đất nước

Trà Vinh có vị trí địa lý khá thuận lợi, là tỉnh ven biển khu vực Tây Nam bộ Đó là một trong những điều kiện thuận lợi về việc kết nối hạ tầng của tỉnh và là lợi thế cho vị trí dự án khi triển khai xây dựng sau này Bên cạnh đó, Trà Vinh có các chính sách ưu đãi và hỗ trợ đầu tư với quyết tâm cải thiện mạnh mẽ môi trường đầu tư để đưa Trà Vinh trở thành tỉnh

Luận văn tốt nghiệp GVHD: TS Lê Kỷ nhất, đơn giản nhất cho các nhà đầu tư có dự án đầu tư trên địa bàn tỉnh Theo đó áp dụng mức ưu đãi cao nhất trong khung của Nhà nước đối với thuê đất, cấp đất và thuế thu nhập doanh nghiệp theo quy định của Luật Đất đai, Luật Thuế thu nhập doanh nghiệp và Luật Thuế Xuất khẩu

Chính vì vậy việc đầu tư xây dựng các dự án NLTT tại tỉnh Trà Vinh trong thời điểm hiện nay là rất cần thiết, không những góp phần tăng nguồn phát điện tại chỗ bằng sử dụng nguồn năng lượng sạch mà còn góp phần thúc đẩy phát triển kinh tế - xã hội cho tỉnh Trà Vinh nói riêng và khu vực nói chung Các hoạt động xây dựng sẽ tạo cơ hội việc làm, phát triển giao thông tại chỗ, cải thiện cơ sở hạ tầng cho cộng đồng dân cư của tỉnh

Tuy nhiên, trong bối cảnh các dự án ĐMT và ĐG đang phát triển nhanh chóng như vậy, quy hoạch phát triển ĐMT và ĐG của tỉnh Trà Vinh vẫn chưa cập nhật được các dự án BSQH, chưa có sự đánh giá toàn diện khả năng đáp ứng của lưới điện trong khu vực Do đó, nghiên cứu đánh giá khả năng truyền tải và giải tỏa công suất cho các nguồn NLTT đã được bổ sung quy hoạch và đang đề xuất bổ sung quy hoạch là rất cần thiết.

Mục tiêu nghiên cứu

Nghiên cứu các dự án ĐMT và ĐG đã BSQH và đang đề xuất BSQH của tỉnh Trà Vinh và đưa ra các giải pháp lưới để giải tỏa công suất các nguồn điện này đến năm 2030 Các nội dung đề cập gồm:

 Nghiên cứu và mô phỏng lưới điện hiện trạng và lưới điện khi có các dự án ĐMT và ĐG

 Đánh giá khả năng đáp ứng của lưới điện khu vực hiện trạng về việc giải tỏa công suất từ các dự án ĐMT và ĐG

 Đề xuất và tính toán các giải pháp nâng cấp và vận hành lưới điện nhằm giải tỏa công suất tối đa cho các dự án ĐMT và ĐG

 Phân tích hiệu quả kinh tế - xã hội của giải pháp lưới điện đề xuất.

Phạm vi nghiên cứu

 Hệ thống điện truyền tải và phân phối tỉnh Trà Vinh và miền Nam

 Các dự án ĐMT và ĐG đã BSQH của tỉnh Trà Vinh giai đoạn đến năm 2030

 Các dự án ĐG của tỉnh Trà Vinh được Thủ tướng Chính phủ BSQH tại văn bản số 911/TTg-CN ngày 15/7/2020

 Các dự án ĐG của tỉnh Trà Vinh được Bộ Công Thương và UBND tỉnh Trà Vinh đề xuất BSQH

 Nghiên cứu được thực hiện trên quan điểm của các Kỹ sư điện, Kỹ sư xây dựng, các đơn vị Tư vấn Thiết kế hướng tới mục tiêu tìm giải pháp hợp lý để giải tỏa công suất của các dự án ĐMT và ĐG.

Phương pháp nghiên cứu

 Thu thập số liệu thực tế của lưới điện và năng lượng tái tạo trong khu vực

 Sử dụng phần mềm PSS/E để mô phỏng, tính toán kết quả hệ thống điện

 Sử dụng phần mềm Excel để tính toán hiệu quả kinh tế - xã hội.

Bố cục của luận văn

Tên luận văn: “Nghiên cứu và đề xuất phương án giải tỏa công suất các dự án năng lượng tái tạo tỉnh Trà Vinh”

Bố cục của luận văn bao gồm 5 chương, nội dung cụ thể của từng chương như sau:

 Chương 2: Tiềm năng phát triển điện mặt trời và điện gió tại Việt Nam và tỉnh Trà Vinh

 Chương 3: Khảo sát đáp ứng của hệ thống điện tỉnh Trà Vinh và miền Nam về việc giải tỏa công suất các dự án điện mặt trời và điện gió

 Chương 4: Đề xuất, tính toán giải pháp nâng cấp lưới điện và phân tích hiệu quả kinh tế - xã hội

 Chương 5: Kết luận và hướng phát triển

Luận văn tốt nghiệp GVHD: TS Lê Kỷ

TIỀM NĂNG PHÁT TRIỂN ĐMT VÀ ĐG TẠI VIỆT NAM VÀ TỈNH TRÀ VINH

Tiềm năng phát triển ĐMT và ĐG tại Việt Nam

2.1.1 Tiềm năng phát triển ĐMT

Hình 2.1: Cường độ bức xạ mặt trời tại Việt Nam

Việt Nam được đánh giá là quốc gia có tiềm năng rất lớn phát triển năng lượng mặt trời, đặc biệt ở các vùng miền Trung và miền Nam Năng lượng mặt trời ở Việt Nam có sẵn quanh năm, khá ổn định và phân bố rộng rãi trên các vùng miền khác nhau của đất nước Đặc biệt, số ngày nắng trung bình trên các tỉnh của miền Trung và miền Nam là khoảng

300 ngày/năm Năng lượng mặt trời có thể được khai thác cho hai nhu cầu sử dụng: sản xuất điện và cung cấp nhiệt

Nằm trong khu vực cận nhiệt đới gió mùa với bờ biển dài, Việt Nam có thuận lợi cơ bản để phát triển năng lượng mặt trời Theo đánh giá của Hiệp hội năng lượng sạch Việt Nam, Việt Nam là một trong những quốc gia có ánh nắng mặt trời nhiều nhất trong bản đồ bức xạ mặt trời thế giới Trung bình, tổng bức xạ năng lượng mặt trời ở nước ta dao động từ 4,3- 5,7 triệu kWh/m 2 Ở các tỉnh Tây Nguyên, Nam Trung bộ, số giờ nắng khá cao, đạt từ 2.000-2.600 giờ/năm Bức xạ mặt trời trung bình 150kcal/m 2 chiếm khoảng 2.000-5.000 giờ/năm, với ước tính tiềm năng lý thuyết khoảng 43,9 tỷ TOE

2.1.2 Tiềm năng phát triển ĐG

Nằm trong khu vực cận nhiệt đới gió mùa với bờ biển dài, Việt Nam có thuận lợi cơ bản để phát triển năng lượng gió So sánh tốc độ gió trung bình trong vùng biển Đông Việt Nam và các vùng biển lân cận cho thấy gió tại biển Đông khá mạnh và thay đổi nhiều theo mùa Việt Nam có tiềm năng gió lớn nhất trong 4 nước Đông Nam Á bao gồm Thái Lan, Lào, Cam-pu-chia, Việt Nam, với tổng tiềm năng phong điện ước đạt 513.360 MW.

Tiềm năng phát triển ĐMT và ĐG tại tỉnh Trà Vinh

2.2.1 Tiềm năng phát triển ĐMT

Tỉnh Trà Vinh sở hữu khí hậu gió mùa nóng ẩm, 2 mùa rõ rệt Lượng bức xạ trung bình năm đo được tại khu vực duyên hải của tỉnh Trà Vinh đạt từ 1.700 kWh – 1.900 kWh/m2, với bức xạ ngày trung bình hơn 4.9 kWh/m2; kết hợp địa thế nhiều giồng cát hình cánh cung bao bọc giúp vùng duyên hải Trà Vinh đạt được các điều kiện cần thiết và đủ tiềm năng phát triển dự án năng lượng mặt trời

Hình 2.3: Cường độ bức xạ mặt trời tại tỉnh Trà Vinh

2.2.2 Tiềm năng phát triển ĐG

Tiềm năng gió được thể hiện qua tốc độ gió trên 5 m/s chủ yếu tập trung ở nửa phía dưới của tỉnh Trà Vinh Hình dưới đây thể hiện tốc độ gió phân bố tại độ cao 80 m so với mặt đất của tỉnh Trà Vinh

Theo thang màu thể hiện tốc độ gió trung bình cho thấy, tại độ cao 80 m ở khu vực trung tâm phía Nam của tỉnh Trà Vinh tốc độ gió trung bình trên 6 m/s

Hình 2.4: Tốc độ gió trung bình tại độ cao 80m tỉnh Trà Vinh theo WB 2011

Số liệu gió thu thập từ NASA vận tốc gió ở độ cao 80m khu vực như sau:

Năm Vận tốc gió theo tháng (m/s)

Hình 2.5: Phân bố vận tốc gió

Tần suất tốc độ gió để tuabin bắt đầu phát điện v 3 m/s ở độ cao 100 m chiếm 90% thời gian đo đạc trong 01 năm

Hướng gió chủ đạo ở khu vực là hướng gió Đông đến Đông Bắc (ENE), Nam đến Tây Nam (WSW)

Với các tiềm năng gió và đặc điểm gió như trên, khu vực tỉnh Trà Vinh được xem như khu vực có tiềm năng gió khá tốt, có thể khai thác hiệu quả

Theo đề án quy hoạch phát triển điện gió tỉnh Trà Vinh (đã được Bộ Công Thương phê duyệt tại quyết định số 13309/QĐ-BCT ngày 04/12/2015), tiềm năng phát triển điện gió tỉnh Trà Vinh được chia thành

3 vùng như trong bảng dưới đây.

Bảng 2.1: Vùng quy hoạch phát triển điện gió tỉnh Trà Vinh

Vùng Khu vực phân bố Diện tích

Công suất dự kiến (MW)

Vận tốc gió trung bình/năm (m/s)

Vùng 1 Bãi bồi ven biển thuộc huyện Duyên Hải 10.330 408 6,4 - 6,8 Vùng 2 Đất liền thuộc huyện Cầu Ngang 7.115 285 6,0 - 6,4 Vùng 3

Ngoài khơi gần bờ (trong khoảng cách

10km từ đường bờ biển) thuộc huyện 22.865 915 6,8

Hiện nay, trên địa bàn tỉnh Trà Vinh có khá nhiều trụ đo gió được lắp đặt, chủ yếu dọc theo bờ biển thuộc huyện Duyên Hải và thị xã Duyên Hải, vùng được đánh giá có tiềm năng gió lớn nhất tỉnh Trụ đo gió được lắp đặt đầu tiên tại xã Hiệp Thạnh, thị xã Duyên Hải, trụ đo gió này được lắp đặt từ tháng 01/2006 Trụ đo gió lắp đặt gần đây nhất là trụ đo gió của TTVN, trụ được đưa vào khai thác số liệu tháng 5/2019

Bảng 2.2: Các trạm đo gió trên địa bàn tỉnh Trà Vinh 2.2.3 Danh mục các dự án ĐMT và ĐG tỉnh Trà Vinh

Bảng 2.3: Danh mục các dự án ĐMT và ĐG đã BSQH

TT Tên dự án Công suất

(MW) Tiến độ thực tế

(ĐG Hàn Quốc) tại vị trí V1-1

Hoàn thành ký hợp đồng mua bán điện số 03/2019/HD-NMĐG-TWPC ngày 30/9/2019

3 Nhà máy ĐG số 2 tại vị trí V1-2 48 Đã phê duyệt dự án; ký hợp đồng mua bán điện ngày 19/11/2019

4 Nhà máy ĐG số 3 tại vị trí V1-3 48

Bộ Công Thương đã thẩm định dự án (Thông báo số 2008/ĐL-NLTT ngày 27/11/2019) Hoàn thiện và gửi hồ sơ đề nghị Tập đoàn Điện lực Việt Nam tổ chức đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA)

5 Nhà máy ĐG số 4 tại vị trí V1-4 48 Đã đàm phán ký hợp đồng mua bán điện với Tập Đoàn điện lực Việt Nam

6 Nhà máy ĐG số 5 48 Đã hòan thành: Ký kết hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam số 09/HĐ ngày 16/9/2019;

Bảng 2.4: Danh mục các dự án ĐG được Thủ tướng Chính phủ BSQH tại văn bản số 911/TTg-CN ngày 15/7/2020

STT Tên dự án ĐG

Xã Huyện Tỉnh Phương án đấu nối

- Xây dựng trạm biến áp 220 kV Nhà máy điện gió Đông Thành 1 công suất 125 MVA

- Xây dựng đường dây 220 kV mạch kép đấu nối trạm biến áp 220 kV điện gió Đông Thành chuyển tiếp trên ĐD 220 kV Đông Hải 1 - Trạm 500 kV Duyên Hải

- Lắp thêm máy biến áp 250 MVA tại trạm biến áp

220 kV Nhà máy điện gió Đông Thành 1

- Tận dụng hạ tầng đấu nối Nhà máy điện gió Đông Thành 1

- Xây dựng trạm biến áp 220 kV Nhà máy điện gió Đông Hải 1 công suất 2x63 MVA

- Xây dựng đường dây 220 kV mạch đơn từ Nhà máy điện gió Đông Hải 1 đấu nối vào thanh cái 220 kV nhà máy điện mặt trời Trung Nam Trà Vinh chiều dài 1x7 km, sử dụng dây dẫn ACSR330

- Xây dựng trạm biến áp 220 kV Nhà máy điện gió Thăng Long công suất 2x63 MVA

- Xây dựng đường dây 220 kV mạch đơn đấu vào TBA 220 kV Duyên Hải, chiều dài 11,5 km, tiết diện

Bảng 2.5: Danh mục các dự án ĐG đang trình BSQH

STT Tên dự án ĐG Công suất

(MW) Xã Huyện Tỉnh Phương án đấu nối

Ngoài khơi xã Trường Long Hòa

Thị xã Duyên Hải Trà Vinh Đấu nối vào thanh cái 220kV trạm 500/220kV

Duyên Hải bằng đường dây mạch đơn.

Thạnh 3) 210 Hiệp Thạnh Thị xã

Duyên Hải Trà Vinh Đấu nối vào thanh cái 220kV trạm 500/220kV

Duyên Hải bằng đường dây mạch đơn

3 ĐG Đông Hải 3 120 Ngoài khơi xã Đông Hải Duyên Hải Trà Vinh Đấu nối vào thanh cái 220kV trạm 500/220kV

Hòa Duyên Hải Trà Vinh Đấu nối vào thanh cái 220kV trạm 500/220kV

5 ĐG V 1-3 giai đoạn 2 48 Trường Long

Hòa Duyên Hải Trà Vinh

Lắp thêm máy biến áp 110 kV công suất 63 MVA tại trạm 110 kV nhà máy điện gió V1-3 Tận dụng hạ tầng đấu nối điện gió V1 -3 đã có quy hoạch

KHẢO SÁT ĐÁP ỨNG CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN TỈNH TRÀ

Bài toán phân bố công suất trong hệ thống điện

3.1.1 Giới thiệu về bài toán phân bố công suất trong hệ thống điện

Phân bố công suất là bài toán quan trọng trong quy hoạch, thiết kế phát triển hệ thống trong tương lai cũng như trong việc xác định chế độ vận hành tốt nhất của hệ thống hiện hữu Thông tin chính có được từ khảo sát phân bố công suất là trị số điện áp và góc pha tại các thanh cái, dòng công suất tác dụng và phản kháng trên các nhánh Tuy vậy, nhiều thông tin phụ thêm cũng được tính toán bằng chương trình máy tính

3.1.2 Định nghĩa bài toán phân bố công suất

Khảo sát phân bố công suất thường áp dụng cho hệ thống ba pha cân bằng, dựa trên sơ đồ tương đương một pha của hệ thống điện và tính toán trên đơn vị có tên hoặc đơn vị tương đối

Trước đây việc phân bố công suất được khảo sát bằng bàn tính điện xoay chiều mô hình hóa một hệ thống điện Ngày nay nhờ vào máy tính điện tử, vấn đề phân bố công suất được thực hiện nhanh chóng và chính xác

Khảo sát phân bố công suất đòi hỏi các dữ kiện thông tin chi tiết hơn việc khảo sát ngắn mạch chẳng hạn như tổng trở đường dây và máy biến áp, đầu phân áp của máy biến áp, điện dung đường dây, số liệu công suất nguồn và phụ tải

Cơ sở lý thuyết của bài toán phân bố công suất dựa trên hai định luật Kirchoff về dòng điện điểm nút và điện thế mạch vòng

Các phương trình Kirchoff không còn tuyến tính như trong bài giải tích mạch thông thường nữa mà là phương trình phi tuyến, số liệu ban đầu cho trước đối với hệ thống điện có khác so với một bài giải tích mạch điện thông thường Đối tượng của khảo sát phân bố công suất là xác định giá trị điện áp và góc pha ở các điểm nút, dòng công suất trên các nhánh và tổn thất công suất trong mạng điện

Mục đích của phân bố công suất thay đổi trong phạm vi rộng trong đó nhằm phục vụ cho thiết kế và vận hành hệ thống điện, khảo sát hệ thống ở chế độ trước và sau sự cố, điều chỉnh điện áp và công suất, vận hành kinh tế hệ thống điện…

3.1.3 Phân biệt các loại điểm nút trong hệ thống điện

Thường có ba loại nút hay thanh cái

 Thanh cái cân bằng: là thanh cái máy phát điện đáp ứng nhanh chóng với sự thay đổi của phụ tải Nhờ vào bộ điều tốc nhạy cảm, máy phát điện cân bằng có khả năng tăng tải hoặc giảm tải kịp thời theo yêu cầu của toàn hệ thống Đối với thanh cái cân bằng, cho trước giá trị điện áp U và góc pha δ0 chọn làm chuẩn (thường cho δ0

 Thanh cái máy phát: đối với các máy phát điện khác ngoài máy phát cân bằng, cho biết trước công suất thực P mà máy phát ra (định trước vì lý do năng suất của nhà máy) và điện áp U ở thanh cái đó Thanh cái máy phát còn gọi là thanh cái P, U

 Thanh cái phụ tải: cho biết công suất P và Q của phụ tải yêu cầu Thanh cái phụ tải còn gọi là thanh cái P, Q

Nếu không có máy phát hay phụ tải ở một nút nào đó thì coi nút đó như nút phụ tải với P = Q = 0

Dòng công suất ở các thanh cái được quy ước theo chiều đi vào thanh cái

Các loại nút được biểu diễn bằng sau đây:

Hình 3.1: Các loại nút trong hệ thống 3.1.4 Các phương pháp khảo sát phân bố công suất

Có 4 phương pháp chính sau:

 Khảo sát phân bố công suất dùng ma trận YTCbằng phép lặp Gauss – Seidel

 Phân bố công suất dùng ma trận Z bằng phép lặp Gauss – Seidel

Do hạn chế về số lượng trang trong luận văn tốt nghiệp bạn đọc có thể tham khảo chi tiết nội dung các phương pháp khảo sát trong tài liệu “Hệ thống điện – Truyền tải và phân phối (Giải tích hệ thống điện)” của tác giả Hồ Văn Hiến [1].

Giới thiệu phần mềm PSS/E

Phần mềm PSS/E viết tắt từ tên gọi Power System Simulator for Engineering, là sản phẩm của hãng Power Technologies, INC một hãng phần mềm nổi tiếng của Mỹ Từ khi được giới thiệu vào năm 1976, PSS/E đã trở thành công cụ phần mềm chuẩn trong tính toán lưới điện hiện nay và được rất nhiều nước trên thế giới sử dụng (trên 115 quốc gia)

PSS/E là tổ hợp chương trình đầy đủ, hỗ trợ hỗ trợ cho việc mô phỏng, phân tích và đánh giá khách quan hiệu suất hệ thống điện Chương trình PSS/E là chương trình mô phỏng hệ thống điện trên máy tính nhằm mục đích tính toán nghiên cứu phục vụ cho vận hành cũng như quy hoạch hệ thống điện Các tính toán phân tích hệ thống mà chương trình có khả năng thực hiện bao gồm:

 Tính toán trào lưu công suất

 Mô phỏng quá trình quá độ điện cơ

 Tính toán ngắn mạch bất đối xứng - Unbalanced Fault Analysis (Short Circuit)

 Phân bố công suất tối ưu - Optimal Power Flow (OPF)

Chương trình PSS/E có ba khía cạnh quan trọng sau:

 Cho phép ta tạo các thư viện để mô tả rõ ràng các điều kiện của hệ thống và các vấn đề cần khảo sát

 Khả năng thực hiện của từng chức năng giúp ta đạt được những kết quả mong muốn trong bài toán trào lưu công suất, mô phỏng và tính toán ngắn mạch

 Cho ta biết tiến trình cài đặt mô hình động của hệ thống cần mô phỏng

Chương trình PSS/E được tổ chức theo sơ đồ khối chính sau:

Hình 3.2: Sơ đồ khối chính của chương trình PSS/E 3.2.2 Cách mô phỏng và nhập số liệu các phần tử cơ bản

Tính toán trong hệ đơn vị tương đối

Thay đổi các dữ liệu đầu vào

PSS/E Đưa dữ liệu đầu vào và lấy kết quả đầu ra từ chương trình PSS/E

 Dữ liệu đầu vào để tính trào lưu công suất: Huy động nguồn, phụ tải của các trạm…

 Các dữ liệu cơ bản: Mô phỏng đường dây, máy biến áp,…

 Kết quả tính toán trào lưu công suất

Các chức năng phụ khác:

 khởi tạo file số liệu mới

 xuất dữ liệu ở các dạng khác nhau,…

Tính toán trào lưu công suất

 Trào lưu công suất HTĐ

 Kiểm tra các giới hạn

 Hiển thị kết quả qua sơ đồ

Nghiên cứu hệ thống tuyến tính: Tính toán trào lưu công suất khi bỏ qua ảnh hưởng của công suất phản kháng,…

 Biến đổi dữ liệu của máy phát / phụ tải

 Tương đuơng hóa hệ thống

 Đánh số lại các nút

 Tạo ra các ma trận toán học của hệ thống điện

Nghiên cứu các loại sự cố

Thường lấy SBASE = 100 MVA & VBASE KV tùy theo cấp điện áp

Nhấp vào biểu tượng trên thanh công cụ sẽ xuất hiện bảng số liệu như hình để nhập số liệu của nút vào:

Hình 3.3: Nhập số liệu nút trong PSS/E

Bus Số hiệu của nút Name Tên nút nhiều nhất là 8 ký tự Base kV Điện áp cơ bản của nút Code Mã dùng để chỉ loại nút:

4 Nút ảo Area Chỉ nút đó thuộc khu vực nào Owner Chỉ nút đó thuộc vùng nào Zone Chỉ nút đó thuộc miền nào Voltage Biên độ điện áp hiệu dụng (đvtđ) của nút Angle Góc pha của điện áp nút

Bảng 3.1: Các thông số của nút cần nhập giá trị

Tính toán trở kháng đường dây:

 Các thông số cần thiết:

 Chiều dài đường dây: l (km)

 Điện trở đơn vị thứ tự thuận và thứ tự không: r1 và r0 (Ohm/km)

 Điện kháng đơn vị thứ tự thuận và thứ tự không: x1 và x0

 Điện dẫn đơn vị thứ tự thuận và thứ tự không: z1 và z0 (S/km)

 Khả năng mang tải của đường dây: S (MVA)

Công thức tính trở kháng đường dây cho cả hai thông số thứ tự thuận và thứ tự không như sau:

* base pu ohm base KV

MVA base pu base KV

Ngoài ra, điện trở thứ tự thuận của đường dây có thể quy đổi về nhiệt độ

Mô phỏng và nhập số liệu đường dây trong PSS/E:

 Nhấp vào icon trên thanh công cụ, sau đó kéo đường dây nối 2 điểm hay 2 nút cần nối lại với nhau

Hình 3.4: Mô phỏng đường dây trong PSS/E

Nhấn đúp chuột vào đường dây, xuất hiện bảng nhập thông số:

Hình 3.5: Nhập các giá trị của đường dây trong PSS/E

From Bus Number/To Bus

Số hiệu nút đầu và nút cuối của đường dây

Nhập lần lượt các thông số vào theo sau:

Bảng 3.2: Các thông số của đường dây cần nhập giá trị

Chuyển sang tab Short Circuit

From Bus Name/To Bus Name Tên nút đầu và nút cuối của đường dây

Chỉ số nhánh dùng để phân biệt khi có nhiều nhánh khác nhau nối song song giữa hai nút

3 Branch Line R Điện trở của đường dây

Line X Điện kháng của đường dây

Charging B Điện dẫn của đường dây

Các mức mang tải cho phép khác nhau của nhánh đường dây đó (nhập ở đơn vị MVA)

Rate A là giá trị liên tục, bình thường Rate B, Rate C là các giá trị quá tải trong điều kiện khẩn cấp

Line G, B (from) Shunt đường dây nối vào nút i, mặc định bằng 0 Line G , B (to) Shunt đường dây nối vào nút j, mặc định bằng 0 Length Chiều dài của đường dây

Owner Số chỉ chủ sở hữu

Fraction i Hệ số chiếm hữu của các chủ sở hữu

Nhập lần lượt các thông số điện trở, điện kháng, điện dẫn đơn vị thứ tự không của đường dây vào lần lượt các ô

3.2.2.3 Máy biến áp a Mô phỏng MBA 2 cuộn dây

Các thông số yêu cầu MBA 2 cuộn dây:

 Các thông số cần thiết:

 Công suất định mức: S (MVA)

 Điện áp định mức cuộn cao: Uh (KV)

 Điện áp định mức cuộn hạ: Ul (KV)

 Phía điều áp và số nấc điều áp

 Khả năng điều chỉnh điện áp của mỗi nấc: step (%)

 Tốn thất không tải: Pkt (KW)

 Công suất ngắn mạch: Pnm (KW)

 Điện áp ngắn mạch: Uk (%)

Hình 3.6: Sơ đồ máy biến áp 2 cuộn dây

Mô phỏng và nhập số liệu máy biến áp 2 cuộn dây trong PSS/E

 Máy biến áp 2 cuộn dây cần 1 ngõ vào và 1 ngõ ra nên để mô phỏng được máy biến áp 2 cuộn dây ít nhất ta phải có 1 ngõ vào và 1 ngõ ra Nhấp vào icon kéo từ ngõ vào đến ngõ ra của máy biến áp ta có sơ đồ máy biến áp như hình:

Hình 3.7: Mô phỏng MBA 2 cuộn dây trong PSS/E

Nhấn đúp vào máy biến áp sẽ xuất hiện bảng nhập số liệu:

Hình 3.8: Nhập các giá trị của MBA 2 cuộn dây trong PSS/E

Nhập các giá trị theo ý nghĩa trong bảng sau :

From Bus Number/To Bus

Number Số hiệu nút đầu và nút cuối của máy biến áp

From Bus Name/To Bus Name Tên nút đầu và nút cuối của máy biến áp

Specified R Điện trở của máy biến áp

Specified X Điện kháng của máy biến áp

Magnetizing Điện dẫn nhánh từ hóa

RATE A, RATE B, RATE C Các mức mang tải cho phép của MBA

Winding 1 Ratio Tỉ số điều chỉnh của đầu phân áp

Winding 1 Nominal kV Điện áp định mức của cuộn dây thứ nhất

Góc dịch pha, nằm trong khoảng từ -180º đến +180º

Winding 2 Ratio Tỉ số điều chỉnh của đầu phân áp

Winding 2 Nominal kV Điện áp định mức của cuộn dây thứ hai

Winding MVA Công suất cơ sở của MBA tính bằng MVA

Mode điều chỉnh máy biến áp

0 None: Nấc phân áp được điều chỉnh bằng tay

1 Voltage: Điều chỉnh tự động theo điện áp

2 MVARr: Điều chỉnh theo công suất phản kháng

3 MW: Điều chỉnh theo công suất tác dụng Rmax, Rmin Dải điều chỉnh điện áp

Vmax, Vmin Giới hạn điện áp điều chỉnh trên dưới

Tap Positions Số lượng nấc phân áp, mặc định 33

Owner Số chỉ chủ sở hữu

Fraction Hệ số chiếm hữu của các chủ sở hữu

Bảng 3.3: Các thông số của MBA 2 cuộn dây cần nhập giá trị

Chọn cách đấu dây cho máy biến áp đối với phần mềm PSS/E 33 trở lên:

 Nhấp chuột vào … Vector Group: Tổ đấu dây

 Có các tất cả các kiếu: sao, sao trung tính nối đất, tam giác, kiểu Zigzag trung tính nối đất

 “Auto Delta-Wye-Delta(5)” tam giác-sao-tam giác (máy biến áp tự ngẫu)

 “Non-auto Delta-Wye-Delta(3)” tam giác-sao -tam giác (không tự ngẫu)

Hình 3.9: Chọn tổ đấu dây MBA b Mô phỏng máy biến áp 3 cuộn dây

Các thông số cần thiết để mô phỏng:

 Công suất định mức của từng cuộn: Sdm_h /Sdm_m /Sdm_l (MVA)

 Điện áp định mức cuộn cao: Uh (kV)

 Điện áp định mức cuộn trung: Um (kV)

 Điện áp định mức cuộn hạ: Ul (kV)

 Phía điều áp và số nấc điều áp

 Khả năng điều chỉnh điện áp của mỗi nấc: step (%)

 Tổn thất không tải: Pkt (kV)

 Công suất ngắn mạch cao-trung/cao-hạ/trung-hạ:

 Điện áp ngắn mạch cao-trung/cao-hạ/trung-hạ: U k h m  , U k h l  , U k m l  (%)

Chọn 3 nút vị trị đặt máy biến áp bằng cách giữ phím Ctrl và nhấp chuột lần lượt vào 3 nút cần đặt máy biến áp Nhấp chuột vào biểu tượng rồi nhấp vào vị trí đặt ta được hình mô phỏng máy biến áp 3 cuộn dây như sau:

Hình 3.10: Mô phỏng MBA 3 cuộn dây trong PSS/E

Nhấn đúp vào máy biến áp sẽ xuất hiện bảng nhập số liệu:

Từ đó nhập các thông số cần thiết vào bảng như: giá trị điện trở, điện kháng giữa các cuộn cao – trung – hạ với nhau, chọn kiểu đấu cuộn dây trong Vector Group

Lần lượt chuyển sang các Tab Winding 1 Power Flow, Winding 2 Power Flow, Winding 3 Power Flow, để nhập giá trị điện áp định mức các cuộn, các mức mang tải cho phép khác nhau của cuộn dây, số nấc, giá trị điện trở và điện áp lớn nhất nhỏ nhất

Hình 3.12: Nhập số liệu riêng từng cuộn dây

Các số liệu cần thiết để mô phỏng máy phát điện

 Công suất định mức của máy phát: Pdm (MW), Qdm (MVAr), Sdm

 Điện áp định mức của máy phát: Uf (kV)

 Công suất phát cực đại và cực tiểu: Pmax (MW), Pmin (MW), Qmax

 Các điện kháng: Xd”, X0 và Xneg

Các thông số của máy phát điện được nhập trực tiếp vào chương trình PSS/E

Mô phỏng và nhập số liệu máy phát điện trong ứng dụng PSS/E

Nhấp vào icon di chuột đến vị trị đặt máy phát điện nhấp chuột được hình mô phỏng máy phát điện như hình:

Hình 3.13: Mô phỏng máy phát trong PSS/E

Nhấp đúp chuột vào máy phát sẽ xuất hiện bảng nhập số liệu như sau:

Hình 3.14: Nhập các giá trị của máy phát trong PSS/E

Bus Number Số hiệu nút của máy phát

Bus Name Tên nút của máy phát

Machine ID Số thứ tự máy

Bus Type Code Loại nút của máy phát

Pgen Công suất tác dụng đang phát của máy phát MW

Pmax Công suất tác dụng cực đại của máy phát MW

Pmin Công suất tác dụng cực tiểu của máy phát MW

Qgen Công suất phản kháng của máy phát MVAr

Qmax Công suất phản kháng cực đại của máy phát MVAr

Qmin Công suất phản kháng cực tiểu của máy phát MVAr

Mbase Công suất cơ sở của máy phát, tính bằng MVA

R Source Điện trở trong của máy phát

X Source Điện kháng trong của máy phát

R Tran Điện trở của máy biến áp đầu cực máy phát

Ower Số chỉ sự sở hữu

Fraction Hệ số chiếm hữu của các chủ sở hữu

Bảng 3.4: Các thông số của máy phát cần nhập giá trị

Nhấp vào icon di chuột đến vị trị đặt phụ tải nhấp chuột được hình mô phỏng máy phát điện như hình:

Hình 3.15: Mô phỏng phụ tải trong PSS/E

Bảng nhập thông số phụ tải hiển thị như sau:

Hình 3.16: Nhập các giá trị của phụ tải trong PSS/E

Bus Number Số hiệu nút của tải

Bus Name Tên nút của tải

Load ID Số thứ tự của tải

Pload Công suất tác dụng của phụ tải tính bằng MW

Qload Công suất phản kháng của phụ tải tính bằng MVAr

IPload Thành phần tác dụng của phụ tải cho ở dạng dòng điện không đổi

IQload Thành phần phản kháng của phụ tải cho ở dạng dòng điện không đổi YPload Thành phần tác dụng của phụ tải cho ở dạng tổng dẫn không đổi

YQload Thành phần phản kháng của phụ tải cho ở dạng tổng dẫn không đổi

Bảng 3.5: Các thông số của phụ tải cần nhập giá trị

Hiện trạng và kế hoạch phát triển hệ thống điện Việt Nam

3.3.1 Tình hình tiêu thụ và sản xuất điện toàn quốc tính đến cuối năm

Phụ tải điện của Việt Nam tiếp tục tăng trưởng mức 2 con số trong nhiều năm liền, mang đặc trưng của một nước đang phát triển Giai đoạn 5 năm trở lại đây từ 2014 – 2019, tăng trưởng điện thương phẩm của Việt Nam ở mức 10,4%/năm, từ 128 TWh năm 2014 lên mức 210TWh năm 2019

Bảng 3.6: Thống kê phụ tải điện toàn quốc giai đoạn 5 năm gần đây

1 Điện năng tiêu thụ (GWh) 128435 141800 156290 174050 192820 210515

Năm 2019 công suất đỉnh toàn hệ thống có mức tăng trưởng chậm lại (8.9%) tương ứng từ 35,1 GW năm 2018 lên 38,2 GW năm 2019 Trong giai đoạn 5 năm 2014 – 2019, mức tăng trưởng trung bình của Pmax đạt 11,5% Dự báo xu hướng tăng trưởng cao của phụ tải điện sẽ vẫn được duy trì trong giai đoạn đến 2025

Cơ cấu phụ tải điện của Việt Nam cũng mang tính chất đặc trưng của một nước đang phát triển Tỷ trọng điện Công nghiệp chiếm mức cao nhất trên 50%, tiếp theo là Quản lý- tiêu dùng dân cư trên 30%, tỷ trọng thành phần Thương mại – Dịch vụ mới chỉ chiếm 6%, Nông nghiệp và các thành phần khác chiếm 3% và 4%

Giai đoạn 2010 – 2018 tỷ trọng cơ cấu phụ tải điện theo xu hướng tăng dần tỷ trọng công nghiệp (từ 53% năm 2010 lên 55% năm 2018) và Thương mại – Dịch vụ (tăng từ 4% năm 2010 lên 6% năm 2018), thành phần Nông – Lâm – Ngư nghiệp cũng có mức tăng từ 1% lên 3% khi mức cơ giới hóa được tăng lên Trong khi đó thành phần Quản lý – Tiêu

Hình 3.17: Biểu đồ tăng trưởng điện thương phẩm Việt Nam giai đoạn 2014 -2019

Hình 3.18: Cơ cấu phụ tải điện giai đoạn 5 năm gần đây

G Wh Điện thương phẩm Pmax

Nông nghiệp Công nghiệp TM-DV QL&TD dân cư Thành phần khác

Nông nghiệpCông nghiệpTM-DVQL&TD dân cưThành phần khác

3.3.2 Hiện trạng nguồn điện toàn quốc

Năm 2019, công suất đặt toàn hệ thống đạt 55939 MW, tăng 13,2% so với năm 2018 Diễn biến phát triển nguồn trong những năm gần đây được thể hiện trong biểu đồ sau:

Hình 3.19: Diễn biến phát triển các loại nguồn điện giai đoạn 2000-2018

Về cơ cấu nguồn đặt, giai đoạn 2014- 2019 ghi nhận sự giảm tỷ trọng của các nguồn thủy điện do tiềm năng các thủy điện lớn đã được khai thác hết, các nguồn TBK cũng giảm tỷ trọng do không có nguồn mới vận hành trong giai đoạn này Ngược lại nguồn nhiệt điện than và nguồn năng lượng tái tạo có xu hướng tăng tỉ trọng, trong đó ấn tượng nhất là các nguồn điện mặt trời khi tăng quy mô từ 86 MW năm 2018 lên 4696

A (GWh) Điện sản xuất (GWh) Pđặt (MW)

NLTTNhập khẩuTuabin khíNhiệt điện dầuNhiệt điện thanThủy điện lớn

Năm 2019, các nguồn nhiệt điện than vẫn chiếm tỷ trọng cao nhất với 36% (tương ứng 20,2 GW), đứng thứ 2 là nguồn thủy điện chiếm 30% (tương ứng 16,9 GW) Các nguồn TBK vẫn đứng thứ 3 khi chiếm 13% (tương ứng 7,4 GW) trong khi các nguồn điện mặt trời vươn lên thứ 4 khi chiếm 8% cơ cấu nguồn với 4,7 GW

Hình 3.21: Cơ cấu công suất đặt hiện trạng

Cập nhật các nguồn điện gió, điện mặt trời từng miền:

Bảng 3.7: Cập nhật nguồn điện gió, điện mặt trời từng miền

Miền Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Toàn quốc Điện gió (MW) 0 89 288 377 ĐMT (MW) 70 1134 3491 4696

3.3.3 Hiện trạng lưới điện truyền tải

Hệ thống điện Việt Nam hiện nay đang vận hành với các cấp điện áp siêu cao áp 500kV, cao áp 220 kV- 110kV, các cấp điện áp trung áp từ 35kV tới 6kV và cấp hạ áp Phần lưới điện truyền tải 500-220kV do Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia quản lý, phần lưới điện phân phối ở cấp điện áp 110kV và lưới điện trung áp ở các cấp điện áp từ 6kV tới 35kV do các công ty điện lực miền quản lý Trong đó lưới điện 500kV được coi là xương sống của hệ thống điện Việt Nam với 2 mạch chạy xuyên suốt từ Bắc vào Nam với tổng chiều dài trên 1500km

Năm 2019 cả nước có tổng cộng khoảng 8400 km đường dây 500kV và

18100 km đường dây 220kV, tăng lần lượt so với năm 2018 là 697 km và 1530 km Số trạm 500kV hiện có trên toàn quốc là 31 trạm với 53

Nhập khẩu 1% Điện gió 1% Điện mặt trời 8% Điện sinh khối 1%

2019 máy biến áp, tổng công suất máy biến áp 500kV đạt 34000 MVA, tăng

Bảng 3.8: Tổng hợp khối lượng đường dây truyền tải năm 2019

Cấp điện áp Tổng chiều dài đường dây [km]

TTĐ1 TTĐ2 TTĐ3 TTĐ4 Các CTĐL Tổng

Bảng 3.9: Tổng hợp khối lượng trạm biến áp truyền tải năm 2019

Cấp điện áp Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Cả nước

Xu hướng truyền tải liên miền: Định hướng phát triển quy hoạch nguồn điện trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh nêu rõ: “Phát triển cân đối công suất nguồn trên từng miền: Bắc, Trung và Nam, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trên từng hệ thống điện miền nhằm giảm tổn thất truyền tải” Tuy nhiên, do các miền Bắc – Trung - Nam chưa tự đảm bảo cân bằng cung – cầu nội miền, sản lượng truyền tải qua các giao diện liên kết miền tương đối cao Đồng thời, độ tin cậy cung cấp điện tại các miền, đặc biệt là miền Nam phụ thuộc nhiều vào hệ thống đường dây truyền tải siêu cao áp 500kV Trong các tính toán trào lưu công suất cần lưu ý đối với các đường dây dài (trên 200 km), khả năng tải của đường dây được quyết định chủ yếu bởi đặc tính ổn định hệ thống điện Trong trường hợp truyền tải khoảng 300km ở cấp điện áp 500kV, theo kinh nghiệm vận hành hệ thống điện Việt Nam và tham khảo hướng dẫn của IAEA, mức mang tải lâu dài cho phép trên các

Năm 2019, xu hướng truyền tải liên miền vẫn là điện năng được truyền tải từ Bắc vào Trung và Trung vào Nam Sản lượng truyền tải Bắc – Trung (net) là 7,2 tỷ kWh và sản lượng truyền tải Trung – Nam (net) là

Hình 3.22: Sản lượng truyền tải liên miền trong các năm gần đây

3.3.4 Dự báo nhu cầu phụ tải quốc gia

Dự báo phụ tải trong đề án được lấy trong Điều chỉnh Quy hoạch phát triển Điện lực quốc gia giai đoạn 2010 - 2020 có xét tới 2030 (Điều chỉnh QHĐ 7), được phê duyệt theo quyết định số 428/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ ngày 18 tháng 3 năm 2016, theo đó dự báo nhu cầu điện thương phẩm nước ta đến năm 2020 sẽ đạt hơn 234 triệu kWh, và tăng lên 506 triệu kWh năm 2030, tăng hơn gấp 3 lần so với hiện nay Công suất phụ tải cực đại cũng được dự báo tăng lên hơn 42.000MW năm 2020 và 90.000 MW năm 2030 Đây là các dự báo cho kịch bản cơ

Xu hướ ng truy ền tải (G Wh )

SL t ru yền tả i (G Wh)

Xu hướ ng truy ền tải (G Wh )

Xu hướng B-T sở, tương ứng với mức dự báo tăng trưởng kinh tế xã hội cơ sở Ngoài ra Tổng sơ đồ còn đưa ra kịch bản tăng trưởng cao, xét cho trường hợp phụ tải tăng cao hơn so với phương án cơ sở Theo đó, trong phương án cao, đến năm 2030, nhu cầu điện thương phẩm của nước ta sẽ là gần 560 triệu kWh, tương ứng Pmax đạt hơn 100.000MW Tuy nhiên, theo xu hướng tăng trưởng phụ tải thực tế đang ở mức phụ tải cơ sở, do đó báo cáo sẽ dùng phương án phụ tải cơ sở được trình bày ở bảng sau để tính toán

Bảng 3.10: Kết quả dự báo nhu cầu điện toàn quốc giai đoạn 2020 – 2030

Năm Điện sản xuất (GWh) Pmax (MW)

T.Quốc Bắc Trung Nam T.Quốc Bắc Trung Nam

(Nguồn: TSĐ VII hiệu chỉnh)

3.3.5 Kế hoạch xây dựng nguồn và lưới điện Việt Nam

3.3.5.1 Kế hoạch phát triển nguồn điện

Chương trình phát triển nguồn điện đến năm 2030 được cập nhật theo Điều chỉnh Quy hoạch điện VII, theo đó một số nét chính về công suất nguồn giai đoạn 2020  2030 như sau:

 Về các nguồn năng lượng sơ cấp, đến năm 2020 về cơ bản các nguồn thủy điện đã được khai thác hết, chỉ còn các nguồn thủy điện nhỏ, do đó các nguồn nhiệt điện than và khí sẽ được phát triển mạnh Bên cạnh đó tỷ trọng các nguồn Năng lượng tái tạo cũng sẽ được tăng lên, với mục tiêu đạt 27.000MW vào năm 2030

 Trong giai đoạn tới năm 2020, nhiều công trình nguồn điện tại miền

500kV liên kết Bắc – Trung – Nam, cải thiện độ tin cậy cung cấp điện, nâng cao tỷ lệ dự phòng nguồn điện cho miền Nam

 Giai đoạn 2021 đến năm 2030, nhiều dự án nguồn điện tại miền Bắc có nguy cơ chậm tiến độ Trong khi đó, miền Trung sẽ phát triển các nhà máy nhiệt điện sử dụng khí từ mỏ Cá Voi Xanh Trong giai đoạn này, miền Nam cũng xây dựng các trung tâm nhiệt điện than và nhiệt điện khí LNG quy mô lớn để đáp ứng nhu cầu phụ tải

 Công suất đặt nguồn điện toàn quốc giai đoạn 2020  2030 được thể hiện trong bảng sau:

Bảng 3.11: Công suất đặt các loại nguồn điện giai đoạn 2020  2030

TĐ nhỏ+NL tái tạo 7497 16269 35459

Tổng công suất đặt (MW) 62180 102725 141202

Tuy nhiên, sau 3 năm khi Quy hoạch phát triển điện 7 điều chỉnh được phê duyệt, tiến độ nguồn điện có nhiều sự thay đổi Cụ thể như sau:

Đánh giá các phương án đấu nối các dự án điên gió trên địa bàn tỉnh Trà Vinh

Qua việc tổng hợp lựa chọn phương án đấu nối của các dự án ĐG đang lập và đang trình các cơ quan có thẩm quyền phê duyệt thấy rằng:

 Lưới điện 220-110kV đấu nối của các dự án là rất phức tạp, chiếm dụng nhiều tài nguyên đất đai của khu vực huyện Duyên Hải và thị xã Duyên Hải.

 Thiếu tính đồng bộ và liên kết giữa các nhà đầu tư.

 Không tận dụng hạ tầng chung để giảm chi phí của dự án.

 Chưa có giải pháp đồng bộ cho việc phát triển giữa nguồn điện và lưới điện dẫn đến việc phát triển này sẽ làm ảnh hưởng đến vấn đề vận hành lưới điện ở khu vực Trà Vinh nói riêng và hệ thống điện quốc gia nói chung.

Khảo sát đáp ứng của hệ thống điện hiện hữu và quy hoạch trong việc giải tỏa công suất các dự án NLTT

việc giải tỏa công suất các dự án NLTT Để khảo sát đáp ứng của hệ thống điện hiện hữu và quy hoạch trên cơ sở tiến độ các dự án nguồn và lưới điện đề án xem xét tính toán TLCS vào năm 2023, đây cũng là các năm các dự án NLTT dự kiến đi vào vận hành

Luận văn tiến hành tính toán khả năng đáp ứng của lưới điện 500-220- 110kV khu vực miền Nam nói chung và lưới điện 220-110kV khu vực tỉnh Trà Vinh nói riêng vào năm 2023 ở chế độ phụ tải cực đại, các dự án NLTT phát công suất sực đại

Chi tiết tóm tắt mang tải của các ĐD và TBA được thể hiện ở phụ lục B

Qua kết quả TLCS ở phụ lục B cho thấy, lưới điện khu vực không đảm bảo vận hành trong trường hợp vận hành bình thường và sự cố N-1 Cụ thể như sau:

 Trường hợp vận hành bình thường, MBA TBA 500kV Duyên Hải quá tải 14,07%

 Trường hợp vận hành sự cố 01 mạch ĐD 500kV Duyên Hải – Mỹ Tho, mạch còn lại quá tải 22,84%; ĐD 220kV Mỏ Cày - Bến Tre quá tải 18,81%; ĐD 220kV Bến Tre - Mỹ Tho 2 quá tải 2,49%

 Trường hợp vận hành sự cố 01 mạch ĐD 220kV TBA 500kV Duyên Hải – Trà Vinh, ĐD 220kV Mỏ Cày - Bến Tre quá tải 9,74%; MBA TBA 500kV Duyên Hải quá tải 32,58%

 Trường hợp vận hành sự cố 01 mạch ĐD 220kV TBA 500kV Duyên Hải – TBA 220kV Duyên Hải, mạch còn lại quá tải 47,89%; MBA TBA 500kV Duyên Hải quá tải 21,02%

 Trường hợp vận hành sự cố 01 mạch ĐD 220kV TBA 220kV Duyên Hải – Mỏ Cày, mạch còn lại quá tải 20,79%; MBA TBA 500kV Duyên Hải quá tải nặng 46,67%

 Trường hợp vận hành sự cố 01 MBA TBA 500kV Duyên Hải, ĐD 220kV TBA 500kV Duyên Hải - TBA 220kV Duyên Hải quá tải 3,01%; ĐD 220kV TBA 220kV Duyên Hải - Mỏ Cày quá tải 4,30%; ĐD 220kV Mỏ Cày - Bến Tre quá tải 26,66%; ĐD 220kV Bến Tre -

Luận văn tốt nghiệp GVHD: TS Lê Kỷ bình thường lẫn sự cố, các máy biến áp 500kV và đường dây 220kV đang đầy tải hoặc quá tải Nguyên nhân gây quá tải là lượng công suất phát của các nhà máy gió quá lớn (chưa kể đến các tổ máy phát của NĐ Duyên Hải), đồng thời MBA 220/500kV AT1 - NĐ Duyên Hải cũng chỉ đảm bảo truyền tải được tối đa 450MVA lên lưới 500kV, vượt quá khả năng tải cho phép của các tuyến đường dây hiện hữu Để lưới điện đảm bảo vận hành an toàn tin cậy trong trường hợp vận hành bình thường và sự cố N-1, các nhà máy điện trong khu vực sẽ phải giảm phát theo yêu cầu của đơn vị điều độ hệ thống điện hoặc cần xem xét các phương án xây dựng lưới 500kV để truyền tải công suất nguồn ĐG của tỉnh.

ĐỀ XUẤT, TÍNH TOÁN GIẢI PHÁP NÂNG CẤP LƯỚI ĐIỆN VÀ PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ KINH TẾ - XÃ HỘI

Đề xuất phương án phát triển lưới điện tỉnh Trà Vinh

Dựa vào vị trí xây dựng các dự án NLTT, luận văn đề suất vị trí xây dựng TBA 500kV trên địa bàn huyện Duyên Hải hoặc thị xã Duyên Hải

 Vị trí 1: Xây dựng TBA 500kV thuộc khu vực thị xã Duyên Hải

 Vị trí 2: Xây dựng TBA 500kV thuộc khu vực huyện Duyên Hải

Hình 4.1: Vị trí đề xuất xây dựng TBA 500kV Duyên Hải 2 trên nền địa dư

Nhận xét các vị trị đề xuất:

 Vị trí 1 khai thác hiệu quả đấu nối các dự án ĐG đã được UBND tỉnh cho phép khảo sát lập bổ sung quy hoạch

 Vị trí 1 sẽ giảm số lượng ĐD 220kV đấu nối vào TBA 500kV dự kiến xây dựng mới và liên kết với lưới điện 220kV hiện có

 Vị trí 1 có chiều dài ĐD 500kV lớn hơn vị trí 2 Về mặt bằng hướng tuyến vị trí 1 sẽ gặp nhiều khó khăn hơn so với vị trí 2

 Vị trí 1 có khả năng mở rộng đấu nối liên kết với lưới điện 500kV trong tương lai của khu vực tốt hơn vị trí 2 cụ thể ở đây có thể kết nối với tỉnh Bến Tre và Tiền Giang

 Vị trí 2 có chiều dài ĐD 500kV ngắn hơn so với vị trí 1

 Vị trí 2 khả năng mở rộng đấu nối liên kết với lưới điện 500kV trong tương lai của khu vực chỉ có thể kết nối với tỉnh Vĩnh Long và Sóc Trăng Tuy nhiên việc đấu nối sang lưới điện 500kV của tỉnh Sóc Trăng về mặt kỹ thuật có thể triển khai nhưng hiệu quả không tốt vì có thể gây quá tải lưới điện 500kV của khu vực vì tiềm năng gió của Sóc Trăng cũng rất tốt Nếu đấu nối với tỉnh Bến Tre và Tiền Giang thì chi phí cao hơn vị trí

Qua so sánh sơ bộ các chỉ tiêu về mặt kinh tế kỹ thuật xem xét xây dựng trạm 500kV ở khu vực thị xã Duyên Hải (Vị trí 1) là thuận lợi hơn

Việc xem xét phương án đấu nối lưới điện 500kV của tỉnh Trà Vinh sẽ cần phải xem xét các phương án đấu nối vào tuyến ĐD 500kV và TBA 500kV ở giai đoạn đến năm 2023 Lưới điện 500kV của khu vực có thể có 3 lựa chọn bao gồm đấu nối vào thanh cái 500kV trạm 500kV Long Phú, trạm 500kV Mỹ Tho và Nhà máy nhiệt điện Sông Hậu 1 Đối với đấu nối vào thanh cái 500kV Long Phú và Mỹ Tho sẽ gây quá tải trầm trọng các tuyến đường từ trạm 500kV Mỹ Tho đi Phú Lâm, Nhà Bè, Đức Hòa vì toàn bộ khu vực sẽ được truyền tải bằng các tuyến đường dây 500kV này Do đó luận văn đề xuất phương án đấu nối với quy mô như sau:

 Xây dựng TBA 500kV Duyên Hải 2, quy mô công suất 2x900MVA;

 Xây dựng trạm cắt 500kV Vĩnh Long;

 Xây dựng ĐD 500kV mạch kép Duyên Hải 2 – Trạm cắt 500kV Vĩnh Long, tiết điện ACSR 4x600, chiều dài 2x82km;

 Xây dựng ĐD 500kV mạch kép đấu nối Trạm cắt 500kV Vĩnh Long chuyển tiếp trên ĐD 500kV Nhiệt điện Sông Hậu – Đức Hòa, tiết điện ACSR 4x600, chiều dài 2x3,2km;

 Xây dựng ĐD 220kV mạch kép đấu nối NMĐG Đông Hải 3 vào TBA 500kV Duyên Hải 2, tiết diện ACSR 2x400, chiều dài 20km;

 Xây dựng ĐD 220kV mạch kép đấu nối NMĐG Đông Thành 1,2 vào ĐD 220kV Duyên Hải 2 – NMĐG Đông Hải 3, tiết diện ACSR 2x400, chiều dài 2km;

 Xây dựng ĐD 220kV mạch đơn đấu nối NMĐG V3-5 vào TBA 500kV Duyên Hải 2, tiết diện ACSR 400 , chiều dài 9km;

 Xây dựng ĐD 220kV mạch kép đấu nối NMĐG Trung Nam vào TBA 500kV Duyên Hải 2, tiết diện ACSR 2x400, chiều dài 9km;

 Xây dựng ĐD 220kV mạch kép đấu nối NMĐG Hiệp Thạnh 3 vào TBA 500kV Duyên Hải 2, tiết diện ACSR 400, chiều dài 9km

Hình 4.2: Phương án đấu nối TBA 500kV Duyên Hải 2 trên nền địa dư

Khảo sát đáp ứng của phương án đấu nối trong việc giải tỏa công suất các dự án NLTT

suất các dự án NLTT Để khảo sát đáp ứng của phương án đấu nối, luận văn tiến hành tính toán lưới điện 500-220-110kV khu vực miền Nam nói chung và lưới điện 220-110kV khu vực tỉnh Trà Vinh nói riêng vào các năm 2023, 2025 và

2030 ở chế độ phụ tải cực đại, các dự án NLTT phát công suất sực đại Chi tiết tóm tắt mang tải các ĐD và TBA được thể hiện ở phụ lục C

 Trường hợp vận hành sự cố 01 mạch ĐD 500kV Duyên Hải –

Mỹ Tho, mạch còn lại quá tải 9,47%

 Trường hợp vận hành sự cố 01 mạch ĐD 500kV Trạm cắt Vĩnh Long – Đức Hòa, ĐD 500kV Đức Hòa - NĐ Sông Hậu quá tải 24,63%

 Trường hợp vận hành sự cố 01 mạch ĐD 500kV Trạm cắt Vĩnh Long – Đức Hòa, ĐD 500kV Đức Hòa - NĐ Sông Hậu quá tải 25,59%

 Trường hợp vận hành sự cố 01 mạch ĐD 220kV TBA 500kV Duyên Hải – TBA 220kV Duyên Hải, mạch còn lại quá tải 3,58%

Việc quá tải này là do Trung tâm nhiệt điện Duyên Hải có công suất phát khá lớn với tổng công suất 4470MW, gây quá tải ĐD 500kV Duyên Hải – Mỹ Tho và ĐD 220kV TBA 500kV Duyên Hải – TBA 220kV Duyên Hải trong trường hợp vận hành sự cố N-1 ngay cả khi chưa có các dự án NLTT đấu nối vào lưới điện và Nhà máy nhiệt điện than Sông Hậu 2 vào vận hành giai đoạn 2024 – 2025 với công suất 2000MW (tổng công suất Nhà máy nhiệt điện than Sông Hậu 1,2 là 3200MW) Tuy nhiên, theo thống kê của Công ty Truyền tải điện 4 năm 2019, suất sự cố của ĐD 500kV trong khu vực rất thấp (0,299 vụ/100km) Để lưới điện đảm bảo vận hành an toàn tin cậy trong trường hợp vận hành sự cố N-1, các nhà máy điện trong khu vực sẽ phải giảm phát theo yêu cầu của đơn vị điều độ hệ thống điện.

Phân tích hiệu quả kinh tế - xã hội của phương án đấu nối

4.3.1 Mục tiêu và phương pháp phân tích

Mục tiêu đánh giá kinh tế dự án điện là tính toán, lựa chọn giải pháp và phương án tối ưu, đánh giá, so sánh các chỉ tiêu kinh tế tổng hợp của dự án để có các kết luận về mặt kinh tế của dự án

Phân tích tài chính nhằm xem xét tính khả thi về mặt tài chính của dự án và tính hiệu quả của quyết định đầu tư

Dòng tiền tệ trong phân tích kinh tế - tài chính bao gồm:

 Dòng thu của dự án: Doanh thu bán điện;

 Dòng chi của dự án:

 Chi phí cho vận hành, bảo dưỡng;

 Thuế thu nhập doanh nghiệp;

 Trả vốn và trả lãi vay

Hiệu quả đầu tư của dự án được đánh giá qua các chỉ tiêu sau:

 Hệ số hoàn vốn nội tại tài chính (FIRR) hoặc hệ số hoàn vốn nội tại về mặt kinh tế (EIRR);

 Giá trị hiện tại ròng NPV;

 Chỉ số lợi ích trên chi phí B/C;

 Giá thành sản xuất điện;

4.3.2 Phạm vi đầu tư của phương án đấu nối

 Công suất của Nhà máy ĐG Đông Thành 1: 80MW;

 Công suất của Nhà máy ĐG Đông Thành 2: 120MW;

 Công suất của Nhà máy ĐG Đông Hải 3: 120MW;

 Công suất của Nhà máy ĐG V3-5: 100MW;

 Công suất của Nhà máy ĐG Trung Nam: 348MW;

 Công suất của Nhà máy ĐG Hiệp Thạnh 3: 210MW;

 Xây dựng TBA 500kV Duyên Hải 2, quy mô công suất 2x900MVA;

 Xây dựng trạm cắt 500kV Vĩnh Long;

 Xây dựng ĐD 500kV mạch kép Duyên Hải 2 – Trạm cắt 500kV Vĩnh Long, tiết điện ACSR 4x600, chiều dài 2x82km;

 Xây dựng ĐD 500kV mạch kép đấu nối Trạm cắt 500kV Vĩnh Long chuyển tiếp trên ĐD 500kV Nhiệt điện Sông Hậu – Đức Hòa, tiết điện ACSR 4x600, chiều dài 2x3,2km;

 Xây dựng ĐD 220kV mạch kép đấu nối NMĐG Đông Hải 3 vào TBA 500kV Duyên Hải 2, tiết diện ACSR 2x400, chiều dài 20km;

 Xây dựng ĐD 220kV mạch kép đấu nối NMĐG Đông Thành 1,2 vào ĐD 220kV Duyên Hải 2 – NMĐG Đông Hải 3, tiết diện ACSR 2x400, chiều dài 2km;

 Xây dựng ĐD 220kV mạch kép đấu nối NMĐG Trung Nam vào TBA 500kV Duyên Hải 2, tiết diện ACSR 2x400, chiều dài 9km;

 Xây dựng ĐD 220kV mạch kép đấu nối NMĐG Hiệp Thạnh 3 vào TBA 500kV Duyên Hải 2, tiết diện ACSR 400, chiều dài 9km

Cơ cấu khái toán được xác định theo quy định tại Thông tư 09/2019/TT- BXD ngày 26/12/2019 Bao gồm các thành phần chi phí sau:

 Chi phí đền bù giải phóng mặt bằng, tái định cư;

 Chi phí quản lý dự án;

 Chi phí tư vấn đầu tư xây dựng;

4.3.3.1 Chi phí bồi thường, hộ trợ và tái định cư

Chi phí đền bù giải phóng mặt bằng, tái định cư bao gồm: chi phí đền bù nhà của, vật kiến trúc, cây trồng trên đất và các chi phí khác, chi phí thực hiện tái định cư, chi phí tổ chức đền bù giải phóng mặt bằng, chi phí sử dụng đất trong quá trình xây dựng (nếu có)

Chi phí đền bù giải phóng mặt bằng, tái định cư của dự án ĐG được lập dựa trên các văn bản pháp lý của tỉnh ban hành

Chi phí thiết bị bao gồm: chi phí mua sắm thíêt bị công nghệ, chi phí đào tạo và chuyển giao công nghệ (nếu có), chi phí lắp đặt, thí nghiệm, hiệu chỉnh, chi phí vận chuyển, bảo hiểm, bảo quản, thuế và các loại phí liên quan khác

Giá thiết bị cho dự án ĐG được tính sơ bộ theo suất đầu tư, tham khảo từ dự án tương tự đã và đang thực hiện

Chi phí xây dựng bao gồm: chi phí xây dựng công trình, hạng mục công trình, chi phí san lấp mặt bằng xây dựng, chi phí xây dựng công trình tạm, công trình phụ trợ phục vụ thi công…;

Chi phí xây dựng cho dự án ĐG được tính sơ bộ theo suất đầu tư tham khảo từ dự án tương tự đã và đang thực hiện

4.3.3.4 Chi phí quản lý dự án

Chi phí quản lý dự án tính theo tỷ lệ % (xây dựng + thiết bị) công bố tại Thông tư số 16/2019/TT-BXD ngày 26/12/2019 của Bộ Xây dựng, bao gồm các chi phí để tổ chức thực hiện các công việc quản lý dự án từ giai đoạn chuẩn bị dự án, thực hiện dự án đến khi hoàn thành, nghiệm thu bàn giao, đưa công trình vào khai thác sử dụng

4.3.3.5 Chi phí tư vấn đầu tư xây dựng

Chi phí tư vấn đầu tư xây dựng được tính theo tỷ lệ % công bố tại Thông tư số 16/2019/TT-BXD ngày 26/12/2019 của Bộ Xây dựng, chi phí tư vấn nước ngoài hỗ trợ dự án (nếu có), chi phí dịch hồ sơ sang tiếng nước ngoài, chi phí thẩm tra, chi phí khảo sát, chi phí tư vấn khác,…tạm tính tương tự như các dự án khác và theo thực tế của khu vực xây dựng nhà máy

Chi phí bảo hiểm xây dựng lắp đặt công trình, Chi phí di chuyển thiết bị thi công và lực lượng lao động đến công trường, Chi phí rà phá bom mìn, kiểm toán, Chi phí chuẩn bị sản xuất… tạm tính tương tự như các dự án đã thực hiện khác

Lãi trong thời gian thi công, trong giai đoạn lập Quy hoạch Tư vấn tạm ước tính vốn vay khoảng 70% tổng vốn đầu tư, lãi suất vay bình quân khoảng 10%/năm (vay thương mại), thời gian thi công khoảng 12 tháng

Chi phí dự phòng cho khối lượng công việc phát sinh chưa lường trước được khi lập dự án được tính bằng 5% của tổng chi phí đền bù giải phóng mặt bằng, xây dựng, thiết bị, quản lý dự án, tư vấn, chi phí khác

Chi phí dự phòng cho yếu tố trượt giá tính bằng 2% chi phí đền bù giải phóng mặt bằng, xây dựng, thiết bị, quản lý dự án, tư vấn, chi phí khác (không bao gồm lãi vay trong thời gian xây dựng)

Nguồn vốn dự kiến sơ bộ cho dự án:

 Vốn Chủ sỡ hữu khoảng 30%;

4.3.5 Các dữ liệu ban đầu giả định

Mô hình phân tích là mô hình giá hiện hành theo USD

 Công suất của Nhà máy ĐG Đông Thành 1: 80MW, sản lượng điện thương phẩm năm đầu là 265,6 GWh (P50);

 Công suất của Nhà máy ĐG Đông Thành 2: 120MW, sản lượng điện thương phẩm năm đầu là 398,4 GWh (P50);

 Công suất của Nhà máy ĐG Đông Hải 3: 120MW, sản lượng điện thương phẩm năm đầu là 398,4 GWh (P50);

 Công suất của Nhà máy ĐG V3-5: 100MW, sản lượng điện thương phẩm năm đầu là 331,9 GWh (P50);

 Công suất của Nhà máy ĐG Trung Nam: 348MW, sản lượng điện thương phẩm năm đầu là 1155,3 GWh (P50);

 Công suất của Nhà máy ĐG Hiệp Thạnh 3: 210MW, sản lượng điện thương phẩm năm đầu là 697,1 GWh (P50)

 Tỷ lệ suy giảm sản lượng hàng năm là 0,7%

Khấu hao: Căn cứ quy định tại phụ lục 1 của thông tư 45/2013/TT-BCT Khấu hao tài sản cố định đối với dự án này áp dụng mức khấu hao tài sản cố định theo phương pháp tuyến tính: Thời gian khấu hao thiết bị 10 năm, khấu hao phần giá trị còn lại 15 năm Đời sống dự án tối thiểu là 20 năm

Giá bán điện được tính tại thanh cái của nhà máy điện gió trên biển và tham khảo theo Quyết định 39/2018/QĐ-TTg ngày 10/9/2018 của Thủ tướng Chính phủ là 9,8 US cent/kWh tương đương 2.280 VNĐ/kWh (với tỷ giá 1USD = 23.270 VNĐ)

Chi phí bảo trì và vận hành (O&M): Các chi phí O&M của nhà máy: 1% vốn đầu tư công trình (VĐT); (VĐT: gồm giá trị phần xây dựng và thiết bị của công trình

Chi phí bảo hiểm: tính bằng 0,1%/giá trị đầu tư thiết bị và xây lắp

Tỉ suất sinh lợi của Chủ đầu tư: 10%

Thuế thu nhập doanh nghiệp: Thông tư 78/2014/TTBTC ngày 18/6/2014 hướng dẫn thi hành một số điều của Luật thuế thu nhập doanh nghiệp và theo quy định tại Khoản 1 Điều 15 và Điều 16 Chương IV nghị định 218/2013/NĐ-CP ngày 26/12/2013 về thuế thu nhập doanh nghiệp thì dự án điện sử dụng năng lượng tái tạo là dự án thuộc lĩnh vực ưu đãi đầu tư nên thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp áp dụng như sau:

 Bốn (04) năm đầu kể từ khi có thu nhập chịu thuế : 0%

Giá trị khái toán các dự án ĐG và phương án đấu nối đề xuất là 46.565.720.129.000 đồng

Bảng 4.1: Khái toán tổng mức đầu tư các dự án ĐG và phương án đấu nối đề xuất

TT Nội dung chi phí Chi phí trước thuế Thuế VAT Chi phí sau thuế

1 Chi phí bồi thường, hỗ trợ và tái định cư 228.493.000.000 - 228.493.000.000 9.819.209

4 Chi phí quản lý dự án 90.240.829.735 - 90.240.829.735 3.877.990

5 Chi phí tư vấn đầu tư XD 321.418.715.237 32.141.871.524 353.560.586.761 15.193.837

6 Chi phí khác chưa tính lãi vay trong thời gian xây dựng 216.056.209.549 20.233.647.289 236.289.856.838 10.154.270

8 Tổng vốn đầu tư (chưa bao gồm IDC) 40.587.224.804.000 4.013.324.093.000 44.600.548.897.000 1.916.654.000

9 Lãi vay trong thời gian xây dựng (IDC) 1.965.171.232.103 - 1.965.171.232.103 84.450.848

10 Tổng mức đầu tư (có IDC) 42.552.396.036.000 4.013.324.093.000 46.565.720.129.000 2.001.105.291

Vốn chủ sở hữu 30% 12.765.718.810.800 1.203.997.227.900 13.969.716.038.700 600.331.587 Vốn vay 70% 29.786.677.225.200 2.809.326.865.100 32.596.004.090.300 1.400.773.704

Suất đầu tư cho 1MW 47.613.210.766 2.046.120

Quy đổi 1 USD = 23.270 VNĐ theo ngân hàng Vietcombank ngày 28/10/2020

4.3.7 Phân tích kinh tế - tài chính

Tiêu đề	Nghiên cứu và đề xuất phương án giải tỏa công suất các dự án năng lượng tái tạo tỉnh Trà Vinh
Tác giả	Nguyễn Bá Quốc
Người hướng dẫn	TS. Lê Kỷ
Trường học	Đại học Quốc Gia Thành Phố Hồ Chí Minh
Chuyên ngành	Quản lý năng lượng
Thể loại	Luận văn thạc sĩ
Năm xuất bản	2020
Thành phố	Thành phố Hồ Chí Minh

Định dạng
Số trang	134
Dung lượng	3,71 MB