3.1.1 Hệ thống điện Việt Nam [2]
Nhằm đáp ứng với tốc độ tăng trưởng trong những năm tới, ngành điện Việt Nam với định hướng phát triển đồng bộ giữa nguồn và lưới điện đã tiến hành đầu tư xây dựng hàng loạt các công trình nguồn điện than ở ba miền đất nước trong giai đoạn đến năm 2020 với tổng công suất dự kiến đến 29 GW. Riêng ở Miền Nam khoảng 18,8 GW. Theo TSĐ VI và đề án “Quy hoạch đấu nối các TTNĐ than toàn quốc vào HTĐQG” để truyền tải lượng công suất này về trung tâm phụ tải dự kiến sẽ xây dựng hàng loạt các đường dây 500 kV. Chỉ tính riêng cụm TTNĐ than Vĩnh Tân (4400 MW), nguyên tử (1000÷2000 MW) sẽ xem xét xây dựng 4 mạch DZ 500 kV đấu nối đến trung tâm phụ tải, ngoài ra kết hợp với các TTNĐ than Miền Trung (2400 MW/TT) như Cam Ranh, Bình Định, TĐTN (1200 MW) cần phải xây dựng thêm ít nhất 2 đường dây mạch kép để truyền tải.
45
Như vậy khả năng xây dựng trên 6 mạch đường dây 500 kV đi vào Miền Nam, 2 mạch đi ra khu vực Miền Bắc (đường dây 500 kV Bình Định kết nối đến trạm biến áp 500 kV Dốc Sỏi) là không tránh khỏi.
Hệ thống điện Việt Nam bao gồm ba miền: Bắc, Trung và Nam. Trong đó miền Nam vẫn chiếm ưu thế là nơi tập trung phụ tải tiêu thụ lớn nhất. Để đáp ứng nhu cầu tăng trưởng của miền Nam, đến giai đoạn năm 2020 rất nhiều đường dây 500 kV dự tính sẽ được xây dựng nhằm truyền tải công suất nguồn điện từ Nam Trung Bộ vào cung cấp cho phụ tải tại miền Nam (hình 3-1).
Bảng 3- 1: Cân bằng công suất nguồn và phụ tải khu vực Nam Trung Bộ
Theo đó tổng công suất thừa cần truyền tải sang khu vực khác từ các nhà máy điện tại khu vực Nam Trung Bộ khoảng 3200 MW năm 2015 và 9900 MW năm 2020.
STT Địa danh
Công suất (MW)
2010 2015 2020
1
Khánh Hoà + Bình Định thừa (+), thiếu (-) -190 -85 3431
Nguồn điện 246 956 5156
Nhiệt điện Bình Định 2400
Nhiệt điện Cam Ranh 600 2400
Thuỷ điện khu vực (Vĩnh Sơn, Sông Hinh, Hạ Sông Ba) 246 356 356
Phụ tải 536 1041 1725
2
Ninh Thuận & Bình Thuận thừa (+), thiếu (-) 644 3729 6534
Nguồn điện 937 4337 7537
Nhiệt điện Vĩnh Tân 0 3400 4400
Điện hạt nhân #1 0 0 1000
Thuỷ điện khu vực (Đa Nhim, Đại Ninh, Hàm Thuận, Đa My) 937 937 937
Thuỷ điện tích năng 1200
Phụ tải 293 608 1003
3
Tổng nguồn khu vực 1183 5293 12693
Tổng phụ tải khu vực 829 1649 2728
46
3.1.2 Ứng dụng HVDC cho hệ thống điện Việt Nam
Hình 3- 2: Phân bố công suất lưới điện 500 kV Miền Nam năm 2020-mô hình HVAC
Theo tài liệu [2], khu vực Nam Trung Bộ sẽ xây dựng rải rác một số nhà máy nhiệt điện, thuỷ điện và truyền tải về Miền Nam bằng mô hình điện áp xoay chiều 500 kV (HVAC). Công suất và vị trí các nguồn điện xem ở bảng 3-1 và hình 3-1. Hình 3-4 cho kết quả trào lưu công suất lưới điện 500 kV ở Miền Nam năm 2020.
Truyền tải với mô hình HVAC cho thấy đối với các đường dây 500 kV từ NĐ Bình Định đi Di Linh là các đường dây khá dài và tập trung các nguồn điện công suất lớn như TTNĐ than Bình Định, Cam Ranh, TĐTN, do đó khi sự cố trên các đoạn đường dây này, đặc biệt là đoạn đường dây truyền tải công suất cao như 500 kV TĐTN – Di Linh, sẽ gây ra các dao động công suất lớn và kéo dài, có thể gây
47
mất ổn định nếu thời gian loại trừ sự cố lớn. Khả năng hệ thống phục hồi sau sự cố trên tuyến đường dây này có thể kém.
Nhằm kiểm chứng nhận định trên, khảo sát ổn định động bằng chương trình mô phỏng PSS/E-30 với trường hợp sự cố ngắn mạch 3 pha vĩnh cửu trên tuyến đường dây 500 kV Di Linh-TĐ tích năng, điểm sự cố gần thanh cái 500 kV TĐTN (với sự cố này toàn bộ hơn 2600 MW cung cấp cho miền Nam bị mất trong khoảng thời gian sự cố) cho thấy dao động góc pha của các tổ máy phát đấu nối trên mạch kép 500 kV đường dây như NĐ than Bình Định, Cam Ranh, TĐ tích năng ban đầu đi về ổn định tuy nhiên khảo sát càng về sau dao động góc pha của các tổ máy này có xu hướng càng lúc càng tăng cao, khả năng phục hồi hệ thống thấp.
Hình 3- 3: Dao động điện áp, công suất, góc pha máy phát trường hợp sự cố ngắn mạch 3 pha vĩnh cửu trên DZ 500 kV Di Linh-TĐTN (đóng lặp lại không thành công), điểm
48
Như vậy có thể thấy việc triển khai xây dựng quá nhiều trung tâm và truyền tải bằng nhiều đường dây 500 kV có thể sẽ không khả thi bằng việc xây dựng một hoặc hai trung tâm công suất lớn và sử dụng mô hình truyền tải HVDC.
Hình 3- 4: Phân bố công suất lưới điện 500kV Miền Nam năm 2020-mô hình HVDC
Mô hình HVDC sẽ nâng cao khả năng phục hồi ổn định hệ thống sau sự cố, đồng thời giảm chi phí xây dựng do không phải thực hiện đầu tư các nguồn điện rải rác. Hình 3-5 trình bày kết quả tính toán đối với mô hình nguồn nhiệt điện tập trung và truyền tải về trung tâm phụ tải bằng hệ thống HVDC trong đó:
Xây dựng TTNĐ than Bình Định (5200 MW) và Cam Ranh (6400 MW).
Xây dựng hai trạm biến đổi, công suất mỗi trạm là 9000 MVA tại Cam Ranh và Tân Thành.
TTNĐ than Bình Định đấu nối Cam Ranh bằng đường dây 500 kV AC
49
Đấu nối giữa trạm chỉnh lưu tại TTNĐ than Cam Ranh với trạm nghịch lưu
tại Tân Thành bằng 3 đường dây DC lưỡng cực ± 800 kV, dài 320 km.
Từ trạm nghịch lưu Tân Thành truyền tải về trung tâm phụ tải bằng đường
dây 500 kV AC mạch kép Tân Thành - Mỹ Phước dài 28 km và Tân Thành - Sông Mây dài 18 km.
Với mô hình HVDC, xem xét sự cố trầm trọng nhất là ngắn mạch 3 pha vĩnh cửu trên DZ 500 kV AC từ NĐ Bình Định đi NĐ Cam Ranh, điểm sự cố gần trạm chỉnh lưu, với sự cố này toàn bộ 7500 MW cung cấp cho Miền Nam bị mất trong khoảng thời gian sự cố.
Khảo sát dao động góc pha các tổ máy tại TTNĐ than Bình Định và Cam Ranh cho thấy dao động tắt nhanh và đi về ổn định sau thời gian khoảng 20 sec.
Hình 3- 5: Dao động điện áp, góc pha máy phát trường hợp sự cố ngắn mạch 3 pha vĩnh cửu trên DZ 500 kV NĐ Bình Định-NĐ Cam Ranh (đóng lặp lại không thành
50
Hình 3- 6: Dao động công suất DC tại đầu chỉnh lưu, góc cắt trước, góc kích trễ trường hợp sự cố vĩnh cửu trên DZ 500 kV NĐ Bình Định-NĐ Cam Ranh (đóng lặp lại không
thành công), điểm sự cố gần thanh cái 500 kV Cam Ranh (RECTIFIER)
Quan sát các dao động góc điều khiển α và γ trong mô hình điều khiển CDC4 có thể thấy: trước khi sự cố giá trị góc kích trễ chỉnh lưu α=15,38˚; góc cắt trước nghịch lưu γ=16,76˚. Trong khoảng thời gian sự cố, dao động α trong khoảng giá trị (4,98˚; 21,35˚) và γ trong khoảng giá trị (14,92˚;16,96˚). Tại các thời điểm sự cố bộ điều khiển CDC4 sẽ kích khoá bằng cách phát xung điều khiển đặt α và γ đến 90˚. Với cách điều khiển này sẽ hạn chế được dao động công suất của hệ thống điện đấu nối sau trạm nghịch lưu và góp phần làm giảm dao động chung của toàn hệ thống.
51
3.1.3 Nhận xét
Phương án truyền tải cụm nhà máy ở khu vực Nam Trung Bộ bằng cấp điện áp xoay chiều 500 kV, đặc biệt là truyền tải công suất từ các NMNĐ than ở khu vực miền Trung về miền Nam có khả năng phục hồi sau sự cố kém và không đáng tin cậy đối với các trường hợp sự cố 3 pha trên các đường truyền công suất lớn.
Mô hình này là xây dựng nguồn điện tập trung nên rất thuận lợi cho triển khai đầu tư cũng như rút ngắn được thời gian xây dựng do hạn chế được các phát sinh đền bù và yêu cầu hành lang tuyến. Tính toán cho thấy nếu đầu tư xây dựng hàng loạt các nhà máy điện dọc khu vực Nam Trung Bộ truyền tải bằng cấp điện áp xoay chiều 500kV sẽ dẫn đến khối lượng đầu tư rất cao, chi phí xây dựng, giải phóng mặt bằng tăng nhiều hơn so với truyền tải một chiều. Do đó cần tập trung xây dựng một vài trung tâm nhiệt điện than công suất lớn và truyền tải về trung tâm phụ tải bằng mô hình HVDC để nâng cao khả năng truyền tải, giảm tổn thất. Đặc biệt với mô hình truyền tải này đảm bảo nâng cao độ ổn định động của hệ thống điện Việt Nam cũng như giảm thiểu chi phí đầu tư xây dựng lưới điện.
3.2 CHI PHÍ ĐẦU TƢ HỆ THỐNG HVDC TRONG CÁC TRƢỜNG HỢP CỤ THỂ TẠI VIỆT NAM TẠI VIỆT NAM
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, mục này 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).
Chi phí hiện tại hóa:
It : Chi phí đầu tư năm thứ t
Ct : Chi phí vận hành năm thứ t ; i : Tỷ lệ chiết khấu được chọn ; t : Năm thứ t Đối với những dự án cùng đáp ứng được các tiêu chí kỹ thuật, dự án nào có chi phí hiện tại hóa thấp nhất sẽ được chọn.
Các thành phần của chi phí đầu tư gồm: chi phí lắp đặt; chi phí thiết bị; các chi phí khác (đền bù, giải phóng mặt bằng, quản lý dự án,…)
52
Các thành phần của chi phí vận hành: Chi phí tổn thất điện năng; chi phí vận hành, bảo trì hàng năm
* Các yếu tố đầu vào khi xác định chi phí hiện tại hóa:
- Chi phí cho đường dây tải điện và trạm biến áp: được xác định theo đơn giá của các công trình tương tự đã xây dựng ở Việt Nam và trên thế giới.
- Tương ứng với mỗi lượng công suất truyền tải khác nhau mà ta có các điện áp truyền tải khác nhau và số mạch đường dây khác nhau, ảnh hưởng lớn đến chi phí đầu tư và chi phí vận hành.
- Để đơn giản hóa, chi phí đầu tư (I) và chi phí vận hành (C) chính là hàm số của công suất truyền tải (P) và khoảng cách truyền tải (L)
Chi phí hiện tại hóa: f(P,L) = I(P,L) + C(P,L)
Đối với việc ứng dụng truyền tải điện một chiều ở Việt Nam, khoảng cách L gần như đã xác định (các trung tâm nguồn và trung tâm tải đã xác định). Như vậy, ở các mức công suất truyền tải khác nhau sẽ cho ra chi phí hiện tại hóa khác nhau. Ta sẽ khảo sát sự biến thiên của chi phí hiện tại hóa khi công suất truyền tải thay đổi, được trình bày chi tiết như sau:
3.2.1 Các giả thiết đƣa vào tính toán
Dữ liệu nguồn và lưới điện sử dụng để tính toán chế độ hệ thống điện được sử dụng từ các nguồn sau:
- “Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 – 2020 có xét đến 2030” do Viện năng lượng lập năm 2011 và đã được thủ tướng chính phủ
phê duyệt theo QĐ số 1208/QĐ-TTg ngày 21 tháng 07 năm 2011.
- Đề án “Nghiên cứu khả năng hợp tác trong lĩnh vực năng lượng giữa Việt Nam và Trung Quốc” do Viện năng lượng lập năm 2004.
3.2.1.1 Các giả thiết về mặt kỹ thuật
- Mỗi đường dây trên không mạch đơn 500 kV thông thường tiết diện
4xAC330mm2 có khả năng tải lớn nhất 1500 MW, đường dây 500 kV phân pha
53
- Mỗi TBA AC 500 kV có thể tải được tối đa 2000 MW, (tương đương 3 máy
900 MVA).
- Mỗi đường dây 500 kV DC mạch đơn có khả năng tải lớn nhất 1500 MW. Đường dây mạch kép +/- 500 kV tải được max 3000 MW.
- Mỗi đường dây trên không mạch đơn 765 kV tải trung bình 2500 MW (bằng công suất tự nhiên), tải sự cố 3750 MW (=1,5 * công suất tự nhiên).
- Các thiết bị bù công suất phản kháng (SVC) và kháng bù ngang cần được lắp
đặt để đảm bảo các chế độ vận hành của đường dây siêu cao áp.
- Lưới điện truyền tải cấp cho Đông Nam Bộ là 500 kV, các phương án truyền tải
từ nguồn điện lớn về Đông Nam Bộ đều phải đưa về cấp điện áp 500 kV.
- Phần này dừng lại ở mức tính trào lưu công suất trong hệ thống điện, xác định
tổn thất hệ thống và tổn thất trên đường dây.
3.2.1.2 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.
Suất đầu tư cho đường dây mạch kép = 1,6 lần đường dây mạch đơn.
Suất đầu tư cho đường dây DC = 0,8 lần suất đầu tư cho đường dây AC cùng điện áp, số mạch.
Tmax = 6000 giờ đối với Nhà máy nhiệt điện và điện nguyên tử, Tmax =
5000 giờ đối với hệ thống liên kết mua điện Trung Quốc.
Giá điện tổn thất = 4,5 U.S.cent.
Hệ số chiết khấu: 10%
Chi phí bảo trì và vận hành hàng năm = 2% vốn đầu tư.
Thời gian xây dựng công trình: 5 năm.
Thời gian tính toán: 30 năm.
54
Bảng 3- 2: Suất đầu tư cho đường dây 500 kV những năm gần đây
STT Tên công trình Số mạch Tiết diện Chiều
dài (km)
Tổng dự toán (USD)
Suất đầu tư (USD/km) 1 Phú Lâm- Long An Mạch đơn 4xACSR795MCM 62,0 19,323,972 311,677
2 Song Mây- Tân Định Mạch kép 4xACSR330 41,0 18,363,397 447,888
3 Phú Mỹ- Song Mây Mạch kép 4xACSR330 65,9 33,989,647 515,776
Trung bình Mạch kép 481,832
Suất đầu tƣ gần
đúng (+20%) Mạch kép 578,198
Nguồn : EVN
Suất đầu tư trung bình cho các hạng mục đường dây mạch kép 500 kV khoảng 481.832 USD, lấy dự phòng 20%, ta lấy suất đầu tư tính toán cho đường dây 500 kV là 0,6 triệu USD/mạch kép.
Bảng 3- 3: Suất đầu tư xây dựng đường dây truyền tải của KOPEC (số liệu 2006)
STT Hạng mục đường dây Số mạch Tiết diện Đơn giá triệu USD
1 Đường dây 765 kV mạch kép 6x480mm2 3,5
2 Đường dây 345 kV mạch kép 4x480mm2 1,8
3 Đường dây 154 kV mạch kép 2x480mm2 0,7
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 Hàn Quốc thì chi phí xây lắp ở Việt Nam thấp hơn, do đó, tổng chi phí cho xây dựng đường dây cũng thấp hơn.
Suất đầu tư xây dựng đường dây 765 kV ở Việt Nam lấy xấp xỉ 2 lần đường dây 500 kV. Như vậy suất đầu tư cho mạch kép 765 kV là: 1,2 triệu USD/km.
Suất đầu tư cho đường dây DC +/-500 kV mạch kép là 0,8*0,6 = 0,48 triệu USD/km, mạch đơn là 0,3 triệu USD/km.
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. Đối với TBA 500 kV 3 máy, khả năng tải 2000 MW có chi
55
phí đầu tư là 50 triệu USD/trạm (có cấu hình 3 máy biến áp 8x3=24 triệu USD, Kháng bù ngang 10 triệu USD, thiết bị đầu cuối khác 16 triệu USD).
Tính trung bình suất đầu tư cho TBA 500 kV là : 25.000 USD/MW.
Đối với TBA GIS 765/345/22 kV quy mô 3 máy x 2000 MVA ở Hàn Quốc có vốn đầu tư là 200 triệu USD/trạm, lấy suất đầu tư tính toán cho TBA 765/500 kV là 30.000 USD/MW (cao hơn 20% suất đầu tư cho TBA 500/220 kV).
c) Suất đầu tư cho trạm chuyển đổi AC – DC, DC – AC