Ứng dụng công nghệ truyền tải điện một chiều tại Việt Nam: Yêu cầu kỹ thuật, chi phí đầu tư và các trường hợp cụ thể
MỤC LỤC
Các thành tựu mới đạt được của công nghệ truyền tải điện
Cáp điện siêu dẫn (HTS-cable) đã phát triển đến thế hệ thứ 3 (bởi công ty American Superconductor – AMSC, U.S.). Cỏc đường dõy trờn khụng sử dụng dõy nhụm lừi composite cú thể thay thế dõy nhụm lừi thộp thụng thường nhưng cụng suất truyền tải gấp 2 lần, rất phự hợp. Phòng phát triển hệ thống điện – Viện năng l−ợng 11 cho việc cải tạo hệ thống truyền tải điện trong các thành phố lớn và những nơi hạn chế về hành lang tuyến. *) Xu hướng thu nhỏ quy mô hệ thống điện. Công nghệ IGBT còn sử dụng trong các trạm chuyển đổi có vai trò như nguồn áp (Voltage source converter), giúp giảm các sự cố của hệ thống xoay chiều như dao động điện áp, sóng hài, bù công suất phản kháng, … Công nghệ HVDC Light đã được ứng dụng ở Mỹ (đường cáp vượt biển dài 40km – 330 MW nối Connecticut với Long Island), Australia ( 180km – 200 MW nối Murray Link với miền Nam), liên kết Mỹ và Mexico (trạm Back-to-Back 36 MW).
Các yêu cầu kỹ thuật chính của tryền tải điện siêu cao áp một chiều
Trong cấu hình trên, điện áp xoay chiều lần lượt cấp cho nhóm Valves 6 xung, tổng hợp lại, ta có nhóm valve chỉnh lưu 12 xung lệch pha nhau 300, làm triệt tiêu các dòng điện thứ tự 5 và thứ tự 7 phía xoay chiều, thứ tự 6 phía 1 chiều, làm giảm chi phí cho bộ lọc sóng hài ở 2 phía xoay chiều và một chiều so với bộ chỉnh lưu 6 xung. Phòng phát triển hệ thống điện – Viện năng l−ợng 18 Các sóng hài điện áp phía một chiều phát ra bởi bộ chỉnh lưu 6 xung có bậc thứ tự 6n, phát ra bởi bộ chỉnh lưu 12 xung có bậc thứ tự 12n, n = 1, 2, 3, … Các bộ lọc phía một chiều làm giảm sóng hài trên đường dây truyền tải nhằm giảm thiểu nhiễu đối với sóng radio và thông tin liên lạc.
Các yếu tố ảnh hưởng đến chi phí đầu tư hệ thống truyền tải điện
Yêu cầu đối với cách điện của đường dây HVDC cao hơn so với cách điện đường dây xoay chiều cùng cấp điện áp danh định, nguyên nhân do sức hút của đường dây đối với những hạt bụi tích điện trái dấu trong không khí và ảnh hưởng của điện trường xung quanh dây dẫn. Khi so sánh tổng thể về tải trọng dây dẫn, tải trọng của đường dây HVDC gần như bằng ẵ tải trọng dõy của EHVAC ở điện ỏp và cụng suất tải tương đương, điều đó dẫn tới việc giảm đáng kể chi phí xây dựng đường dây và giảm hành lang tuyến đối với hệ thống truyền tải cao áp 1 chiều.
Khảo sát sự biến thiên của chi phí đầu tư khi các yếu tố đầu vào thay đổi
Xác định các thành phần của chi phí đầu tư
Phòng phát triển hệ thống điện – Viện năng l−ợng 39. Khảo sát sự biến thiên của chi phí đầu tư. Phòng phát triển hệ thống điện – Viện năng l−ợng 40 Tiêu chuẩn chọn theo NPV:. - NPV = 0: dự án trang trải được toàn bộ chi phí và có mức lãi suất bằng suất thu lợi tối thiểu có thể chấp nhận được. Đối với các phương án đầu tư loại trừ nhau: phương án nào có NPV lớn nhất sẽ được chọn. Đối với các phương án độc lập: không cần chọn NPV max mà chỉ cần NPV ≥ 0. b) Suất thu lợi nội tại IRR (Internal Rate of Return). Lựa chọn phương pháp so sánh kinh tế dự án đầu tư cho đề án nghiên cứu khả năng ứng dụng truyền tải điện 1 chiều ở Việt Nam. Do đó, về bản chất, khi lựa chọn các phương án đầu tư cho hệ thống truyền tải điện là so sánh các chỉ tiêu kinh tế, tài chính, từ đó tìm ra phương án đạt hiệu quả tối ưu nhất.
Đây là vấn đề rất phức tạp, liên quan đến nhiều yếu tố kinh tế, xã hội và chiến lược phát triển dài hạn của ngành điện. Khi so sánh các phương án có cùng quy mô công suất truyền tải, cùng sản lượng điện năng, ngoài so sánh những ưu nhược điểm về mặt kỹ thuật của các phương án, đề án sẽ so sánh hiệu quả kinh tế dự án căn cứ vào tổng chi phí hiện tại hóa: các chi phí được quy về năm chuẩn bị đầu tư (năm 2015).
Ứng dụng trong các trường hợp cụ thể tại Việt Nam
Các giả thiết đưa vào tính toán
Phòng phát triển hệ thống điện – Viện năng l−ợng 43. Ứng dụng trong các trường hợp cụ thể tại. Các giả thiết về mặt kinh tế. - Chi phí đầu tư cho trạm biến áp và đường dây tải điện: tính theo suất đầu tư, căn cứ vào các dự án tương tự ở Việt Nam và trên thế giới. - Chi phí đầu tư cho các trạm chuyển đổi AC – DC, DC – AC: căn cứ vào suất đầu tư đối với các dự án tương tự trên thế giới. a) Suất đầu tư cho đường dây tải điện. STT Tên công trình Số mạch Tiết diện Chiều dài (km). Suất đầu tư gần. Theo nguồn số liệu năm 2006 của KOPEC thì suất đầu tư xây dựng đường dây truyền tải như sau:. Phòng phát triển hệ thống điện – Viện năng l−ợng 45. STT Hạng mục đường. Nhận thấy, khi điện áp truyền tải tăng gấp 2 thì suất đầu tư tăng khoảng 2 lần. Theo thống kê các công trình đường dây 500 kV ở Việt Nam, chi phí xây lắp thường chiếm trên 60%, nếu so với chi phí xây lắp ở Nam Triều Tiên thì chi phí xây lắp ở Việt Nam thấp hơn, do đó, tổng chi phí cho xây dựng đường dây cũng thấp hơn. b) Suất đầu tư cho trạm biến áp xoay chiều. Chi phí đầu tư cho trạm biến áp chủ yếu là chi phí thiết bị, lấy suất đầu tư bình quân trên thế giới. c) Suất đầu tư cho trạm chuyển đổi AC – DC, DC – AC Lấy theo suất đầu tư trung bình trên thế giới.
Tính toán trào lưu công suất
Khoảng cách truyền tải 270 km
Mô phỏng các phương án truyền tải thông qua một hệ thống điện đơn giản trong PSS/E gồm 1 nguồn phát công suất từ 2500 MW đến 12000 MW, truyền tải đến các nút phụ tải tương ứng với công suất phát theo quy ước: công suất trạm phụ tải là lớn nhất có thể và số đường dây truyền tải ít nhất. Nhận xét: phương án truyền tải bằng cấp điện áp xoay chiều 765kV có tổn thất thấp hơn hẳn 2 phương án còn lại (chỉ bằng khoảng 40% phương án AC500kV. Vốn đầu tư cho hệ thống AC765kV cao hơn phương án AC500kV từ 20 đến 50%, công suất truyền tải càng lớn thì chênh lệch về vốn đầu tư càng nhỏ.
Khoảng cách truyền tải 450 km
Đối với phương án AC 500kV sẽ đòi hỏi 2 hệ thống điện Việt Nam – Vân Nam phải hòa đồng bộ hoặc đặt trạm Back-to-Back 500kV ở biên giới. Phương án đặt trạm Back-to-Back rừ ràng khụng thể kinh tế hơn phương ỏn dựng đường dõy DC +/-500kV vì không tận dụng được chi phí thấp xây dựng đường dây, tuy nhiên vẫn cần xem xét vì phương án này có thể giải quyết vấn đề phát triển phụ tải các tỉnh miền núi hay giải phóng nguồn thủy điện với sự xuất hiện của lưới 500kV Quốc gia và để biết mức độ không kinh tế so với các phương án khác là như thế nào?. Mô phỏng các phương án truyền tải trên thông qua một hệ thống điện đơn giản trong PSS/E gồm 1 nguồn phát công suất từ 1500 MW đến 4500 MW, truyền tải đến các nút phụ tải tương ứng với công suất phát theo quy ước: công suất trạm phụ tải là lớn nhất có thể và số đường dây truyền tải ít nhất (theo bảng trên).
Những dự án truyền tải 1 chiều tiềm năng
Do quá trình đầu tư nguồn là những giai đoạn nối tiếp nhau qua nhiều năm nên một hệ thống truyền tải kết hợp gồm 2 cấp điện áp AC765kV và AC500kV sẽ rất linh động và kinh tế, cần xem xét trong từng trường hợp cụ thể. Phương án truyền tải bằng đường dây DC+/-500kV ở khu vực này tỏ ra không hiệu quả do khoảng cách truyền tải ngắn nên không phát huy ưu điểm về chi phí thấp của đường dây, không truyền tải dòng công suất phản kháng, tổn thất nhỏ hơn AC500kV. Phương án truyền tải DC+/- 800kV đề án không xem xét vì hiện chưa có quốc gia nào sử dụng và vẫn còn một số vấn đề cần nghiên cứu thêm, nhất là thiết bị trong trạm chuyển đổi ở 2 đầu đường dây.
Theo kết quả nghiên cứu, nếu Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) ký hợp đồng mua điện từ công ty lưới điện Phương Nam thì ở mức công suất 1500 MW, 3000 MW và 4500 MW trong khoảng thời gian dài (20-30 năm) truyền tải bằng đường dây 1 chiều sẽ có chi phí hiện tại hóa thấp hơn phương án xây dựng Trạm. Phương án Back-to-Back 500kV sẽ phù hợp khi các nhà quy hoạch và hoạch định chính sách có dự kiến phát triển lưới điện AC500kV quốc gia lên khu vực cửa khẩu Lào Cai, Hà Giang, kịch bản này phụ thuộc vào sự phát triển kinh tế của các tỉnh vùng núi phía Bắc và cần được nghiên cứu trong quy hoạch dài hơi hơn, có thể là từ 30-50 năm.