4. Phương pháp nghiên cứu
1.3.5. Xu hướng phát triển nguồn phân tán tại Việt Nam
1.3.5.1. Tiềm năng phát triển nguồn phân tán tại Việt Nam
a. Điện mặt trời:
Việt Nam có nguồn NLMT dồi dào cường độ bức xạ mặt trời trung bình ngày trong năm ở phía bắc là 3,69 kWh/m2 và phía nam là 5,9 kWh/m2. Lượng bức xạ mặt trời tùy thuộc vào lượng mây và tầng khí quyển của từng địa phương, giữa các địa phương ở nước ta có sự chêng lệch đáng kể về bức xạ mặt trời. Cường độ bức xạ ở phía Nam thường cao hơn phía Bắc. Các tỉnh ở phía Bắc (từ Thừa Thiên - Huế trở ra) bình quân trong năm có chừng 1800 - 2100 giờ nắng. Trong đó, các vùng Tây Bắc (Lai Châu, Sơn La, Lào Cai) và vùng Bắc Trung Bộ (Thanh Hóa, Nghệ An, Hà Tĩnh) được xem là những vùng có nắng nhiều.
Bảng 1.2. Cường độ bức xạ trung bình tháng tại một số khu vực phía Bắc TT Vị trí
quan sát Giờ Cường độ bức xạ (W/m 2) T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 T12 1 Thái N guyên 6.5 29 14 31 61 211 146 155 101 42 32 36 8 9.5 405 334 469 876 479 1063 1083 919 724 725 506 169 12.5 530 849 1085 1580 909 1584 1387 1255 1061 915 689 353 15.5 388 681 860 175 461 365 1068 20 00 681 454 271 18.5 38 20 27 48 156 58 40 68 2 0 0 0 2 Bắc Kạn 6.5 4 1 51 115 146 183 193 197 193 68 36 32 9.5 945 919 966 1159 1273 1373 1273 1378 1354 1185 906 759 12.5 1425 1185 1340 1489 1634 1747 1657 1620 1561 1315 1189 1053 15.5 770 700 835 1001 1295 1368 1158 1120 942 731 554 441 18.5 0 2 4 18 48 40 40 25 2 0 0 0
Quảng Ninh tuy tiềm năng điện mặt trời chưa cao như các tỉnh trên, song cũng thuộc vùng có tiềm năng điện mặt trời lớn. Bảng 2.3 dưới đây là tổng bức xạ Mặt Trời của các tháng trong năm (đơn vị: MJ/m2.ngày) đo được tại huyện Móng Cái.
Bảng 1.3. Tổng bức xạ mặt trời của Móng Cái
Tháng 1 2 3 4 5 6
MJ/m2.ngày 18,81 19,11 17,60 13,57 11,27 9,37
Tháng 7 8 9 10 11 12
MJ/m2.ngày 17,56 18,23 16,10 15,75 12,91 10,35
Nguồn: GIC Power
Khai thác hiệu quả nguồn năng lượng này cũng đang là quan tâm rất lớn của tỉnh. b. Tiềm năng điện gió:
Quảng Ninh là tỉnh ven biển thuộc vùng Đông Bắc Việt Nam, là một trong 28 tỉnh, thành có biển, với đường bờ biển dài 250 km, trong đó có 40.000 hecta bãi triều và trên 20.000 hecta eo vịnh, có 2/12 huyện đảo của cả nước. Tỉnh có 2.077 hòn đảo, và diện tích các đảo chiếm 11,5% diện tích đất tự nhiên.
Căn cứ vào dữ liệu nhiều năm (25 năm) về chế độ gió của trạm khí tượng thủy văn cô Tô và kết quả đo gió trực tiếp trong 1 năm của Viện KHNL cho thấy chế độ gió tại Cô Tô có những đặc điểm sau:
Ở tại TP Cẩm Phả có hai mùa gió trong năm, mùa gió Đông Bắc vào thời kỳ lạnh (từ tháng X đến tháng III) và mùa gió Đông Nam vào thời kỳ nóng (từ tháng IV đến tháng IX). Dựa vào cơ sở dữ liệu đo gió tại Cô Tô, các nhà khoa học đã tiến
hành tính toán xác định các đại lượng đặc trưng về chế độ gió, tiềm năng năng lượng gió tại các độ cao 10m, 35m, 50m, 80m. Kết quả tính toán cho thấy càng lên cao năng lượng gió tại Cô Tô càng lớn và khả năng khai thác càng hiệu quả. Nếu như ở độ cao 10m mật độ năng lượng trung bình và tổng năng lượng trung bình năm mới chỉ đạt 55.6W/m2 và 489.1kWh/m2 thì các con số này đã tăng lên khoảng 7 lần là 383.1W/m2 và 3371.5kWh/m2 ở độ cao 80m.
Theo tiêu chuẩn đánh giá của hiệp hội năng lượng gió thế giới, tại độ cao 25m thích hợp sử dụng điện gió công suất nhỏ, từ độ cao 50m đến 80m có khả năng sử dụng máy phát điện sức gió công suất vừa và lớn. Mức độ khai thác hiệu quả nguồn năng lượng này phụ thuộc vào công nghệ điện gió. Công nghệ càng hiện đại, hiệu suất biến đổi càng cao thì hiệu quả khai thác nguồn năng lượng gió càng lớn. Do đó, các nhà khoa học đã tiến hành nghiên cứu, phân tích đánh giá hiệu quả kinh tế kỹ thuật các loại máy điện gió hiện đại với các thang công suất khác nhau và lựa chọn loại máy phù hợp với từng độ cao và điều kiện cụ thể của TP Cẩm Phả…
Mặc dù nguồn năng lượng gió và mặt trời có đủ khả năng cung cấp năng lượng điện cho nhu cầu phát triển của huyện đảo, nhưng các nguồn năng lượng này phụ thuộc nhiều vào thiên nhiên nên không có khả năng cấp điện ổn định. Phương án cung cấp điện hợp lý được các nhà khoa học đề xuất là kết hợp các nguồn năng lượng tái tạo (chủ yếu là nguồn điện gió) với nguồn điện truyền thống là nguồn điện lưới quốc gia. Giảm việc tổn thất trong truyền tải lưới điện, đảm bảo điều kiện để ổn định phát triển kinh tế và du lịch.
1.3.5.2. Kế hoạch phát triển nguồn phân tán ở nước ta
Dự báo công suất của các nguồn phân tán có tiềm năng ở nước ta tính đến năm 2030 (hình 1-19).
Theo những nghiên cứu trong Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030 [11], nguồn phân tán bao gồm chủ yếu là nguồn thủy điện nhỏ và các dạng năng lượng tái tạo khác chiếm từ (3 - 5)% tổng điện năng sản xuất của toàn hệ thống điện tương lai trong giai đoạn này. Trong đó, TĐN và điện gió sẽ chiếm phần lớn trong tỷ trọng những nguồn năng lượng phân tán sử dụng năng lượng tái tạo. Chi tiết kế hoạch phát triển nguồn phân tán được liệt kê trong bảng 1-4:
Bảng 1.4. Kế hoạch phát triển nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030
TT
Loại năng lượng và tiềm năng Giai đoạn khai thác trong quy hoạch (MW)
Loại năng lượng
Tổng tiềm năng kinh tế - kỹ thuật (MW) Tổng tiềm năng kinh tế - kỹ thuật khai thác (2011-2030) (%) 2011- 2015 2016- 2020 2021- 2025 2026- 2030 Tổng khai thác (2011- 2030) 1 Địa nhiệt 340 0 0 0 0 0 0 2 Mặt trời 81,22 7,4 2,5 4,5 6 6 6 3 Gió 2185 73 316 898 1594 1594 1594 4 Thủy triều 0 0 0 0 0 5 Sinh khối 501 64 100 210 319 319 319 6 Khí sinh học và từ bãi rác 466 42 32 88 181 181 181 7 Thủy điện nhỏ 1209 1679 2179 2829 2829 Tổng 3573,2 1479 2879 4279 4929 4929 1.3.6. Kết luận
Nguồn điện phân tán đã và đang cho thấy những ưu điểm và những lợi ích thiết thực. Trong đó, những nguồn năng lượng tái tạo được đặc biệt chú trọng do có tiềm năng to lớn và thân thiện với môi trường.
Trên Thế giới, nguồn năng lượng phân tán đang được ứng dụng rộng rãi với sự quan tâm sâu sắc và những chính sách phù hợp. Đặc biệt, các nước phát triển đều có mục tiêu rõ ràng về năng lượng tái tạo của quốc gia, nhằm khuyến khích sự phát triển mạnh mẽ của loại năng lượng này.
Tiềm năng về nguồn năng lượng tái tạo của nước ta rất dồi dào. Nếu được ưu tiên, chú trọng phát triển, sẽ đem lại nguồn lợi to lớn, khắc phục tình trạng thiếu điện và giảm ô nhiễm môi trường.
Chương 2
TỐI ƯU HÓA VẬN HÀNH TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 2.1. Đặc tính tiêu hao nhiên liệu của các loại nguồn phát
Hiện nay tại Việt Nam chủ yếu sử dụng 2 nguồn phát điện chính là nhiệt điện và thủy điện; trong đó nguyên liệu cho các nhà máy nhiệt điện chủ yếu là than đá, các nhà máy nhiệt điện chạy bằng dầu chiếm tỉ lệ rất nhỏ.
2.1.1. Nguồn phát thủy điện
Nhà máy thủy điện (TĐ) là các nhà máy điện làm nhiệm vụ biến đổi năng lượng các dòng nước thành điện năng. Động cơ sơ cấp dùng để quay các máy phát điện trong nhà máy TĐ là các tuabin thủy lực, trong nó động năng và thế năng của nước được biến đổi thành cơ năng để làm quay máy phát điện. Công suất cơ trên trục tuabin phụ thuộc vào lưu lượng nước chảy qua tuabin và chiều cao cột nước hiệu dụng. Công suất của nhà máy thủy điện được xác định bởi lưu lượng nước và chiều cao cột nước hiệu dụng. Hồ chứa về phía thượng lưu phục vụ cho việc tích nước, điều tiết dòng chảy khi phát điện. Cùng với việc tăng chiều cao của đập, thể tích hồ chứa sẽ tăng lên, tăng công suất của nhà máy. Song việc tạo ra các hồ chứa lớn có liên quan đến nhiều vấn đề kinh tế và xã hội khá phức tạp, như việc di dời dân, dâng nước làm ngập một vùng rộng lớn, xây dựng nhiều đập, giao thông vận tải... Nhà máy TĐ được chia thành 2 loại chính: nhà máy TĐ kiểu đập, nhà máy TĐ kiểu kênh dẫn.
Các Nhà máy thủy điện lớn trong hệ thống như Sơn La, Hòa Bình thì trong mùa mưa thường sẽ phát đầy tải. Khi lưu lượng nước về lớn thì có thể lượng nước này sẽ phải xả, để tận dụng việc xả thừa này thì các tổ máy sẽ được huy động. Lượng công suất huy động để tránh việc xả thừa này sẽ cấp cho lượng công suất cần thiết để vận hành Nhà máy thủy điện tích năng ở chế độ tích năng. Khi đến giờ cao điểm thì Nhà máy thủy điện tích năng sẽ được huy động để đáp ứng hệ thống.
Chi phí đầu tư: Chi phí đầu tư thủy điện phụ thuộc vào vị trí dự án, thông thường thì vào 1.400USD/KW. Đa số các tổ máy thủy điện chạy khoảng 4000h/năm. Trong quá trình vận hành thì không có chi phí nhiên liệu và chi phí OM khoảng 0,2 cents/kWh. Chi phí sản xuất điện khoảng 8,02 cents/kWh.
a. Ưu điểm:
- Chi phí tiêu hao nhiên liệu là 0.
- Giá thành điện năng thấp chỉ bằng 1/5 đến 1/10 nhiệt điện.
- Khởi động nhanh chỉ cần 3 đến 5 phút là có thể khởi động xong và cho mang công suất, trong khi đó để khởi động một tổ máy nhiệt điện (kể cả lò và tuabin) phải mất 6 đến 8 giờ.
- Có khả năng tự động hóa cao nên số người phục vụ tính cho một đơn vị công suất chỉ bằng 1/10 đến 1/15 của nhiệt điện.
- Kết hợp các vấn đề khác như công trình thủy lợi, chống lũ lụt, hạn hán, giao thông vận tải, hồ thả cá,...
- Hiệu suất cao 85 90 %. b. Nhược điểm:
- Vốn đầu tư xây dựng một nhà máy rất lớn. - Thời gian xây dựng dài.
- Công suất bị hạn chế bởi lưu lượng và chiều cao cột nước.
- Thường ở xa hộ tiêu thụ nên phải xây dựng đường dây cao áp rất tốn kém. Nhà máy thủy điện kiểu kênh dẫn: thay vì việc phải xây một đập cao như nhà máy thủy điện kiểu đập, trong nhà máy thủy điện kiểu kênh dẫn sẽ được đưa xuống nhà máy bởi hệ thống kênh, máng, ống.
a. Ưu điểm: Vốn đầu tư nhỏ, công suất ổn định không phụ thuộc vào mực nước. b.Nhược điểm: Không có hồ nước dự trữ nên khả năng điều tiết và điều chỉnh công suất là không có
2.1.2. Nhà máy nhiệt điện
Trong nhà máy nhiệt điện người ta dùng nhiên liệu là than đá, dầu hoặc khí đốt, trong đó than đá được sử dụng rộng rãi nhất.
Để quay máy phát điện, trong nhà máy nhiệt điện dùng tuabin hơi nước, máy hơi nước (lô cô mô bin), động cơ đốt trong và tuabin khí, tuanbin hơi nước có khả năng cho công suất cao và vận hành kinh tế nên được sử dụng rộng rãi nhất.
Đối với các Nhà máy Nhiệt điện, để vận hành kinh tế thì phải vận hành với công suất kinh tế (Pkt) và Pkt này thường lớn hơn 70% công suất định mức. Hơn
nữa, khi vào giờ thấp điểm thì các tổ máy nhiệt điện sẽ phát lượng công suất mà không đảm bảo được chỉ tiêu kinh tế hoặc phải dấm lò.
Trong các loại hình nhiệt điện thì chi phí đầu tư cho các dự án nhiệt điện than là cao nhất, với mức 1.200USD/kW đối với các nhà máy có công suất lớn, hiện đại, mức độ ô nhiễm thấp. Các nhà máy nhiệt điện khí có mức đầu tư khoảng 600USD/kW và rẻ nhất là nhà máy nhiệt điện dầu với mức đầu tư khoảng 200USD/kW. Thời gian xây dựng các dự án cũng tương đối dài, với các dự án nhiệt điện than thì thời gian xây dựng khoảng 3-5 năm, nhiệt điện khí khoảng 2 năm.
a. Ưu điểm:
- Có thể xây dựng gần khu công nghiệp và nguồn cung cấp nhiên liệu để giảm chi phí xây dựng đường dây tải điện và chuyên chở nhiên liệu.
- Thời gian xây dựng ngắn (3 đến 4) năm.
- Có thể sử dụng được các nhiên liệu rẻ tiền như than cám, than bìa ở các khu khai thác than, dầu nặng của các nhà máy lọc dầu, trấu của các nhà máy xay lúa.
b. Nhược điểm:
- Cần nhiên liệu trong quá trình sản xuất do đó giá thành điện năng cao. - Khói thải làm ô nhiễm môi trường.
- Khởi động chậm từ 6 đến 8 giờ mới đạt công suất tối đa, điều chỉnh công suất khó, khi giảm đột ngột công suất phải thải hơi nước ra ngoài vừa mất năng lượng vừa mất nước.
- Hiệu suất thấp: 30 40 % (Nhiệt điện than); 60 70 % (Nhiệt điện khí).
2.1.3. Đặc tính tiêu hao nhiên liệu
Đặc tính chi phí nhiên liệu sản xuất điện trong một giờ của nguồn thứ (i) có thể biểu thị dưới dạng hàm bậc hai theo công suất của nguồn phát (với nguồn phát là các nguồn truyền thống như thủy điện hoặc nhiệt điện:
C Pi( )i a Pi i2b P ci i i (2.1) Trong đó
ai, bi, ci các hệ số hồi quy được tính toán từ đặc tính thực nghiệm suất tiêu hao nhiên liệu của nguồn thứ i
2.2. Tối ưu hóa vận hành truyền thống
Có nhiều lợi ích to lớn khi ngành điện được thị trường hóa thực sự, như hiệu quả sản xuất kinh doanh điện tăng lên, đầu tư vào nguồn và lưới điện được tối ưu hơn, chất lượng các dịch vụ về điện tăng lên rõ rệt… Tuy nhiên, tại Việt Nam, khi thị trường điện mới chỉ hình thành ở cấp độ 1- khâu phát điện cạnh tranh thì lợi ích to lớn nhất vẫn chưa thể thuộc ngay về người tiêu dùng. Thị trường phát điện cạnh tranh đang có 48 trên tổng số 102 nhà máy điện tham gia chào giá trực tiếp. Năm 2015, tổng sản lượng điện thực phát của các nhà máy này là 52,86 tỷ kWh. Trong đó thủy điện đạt 11,84 tỷ kWh và nhiệt điện điện là 44,03 tỷ kWh, chiếm khoảng 40,3% tổng sản lượng của toàn hệ thống điện. Do đó việc tối ưu hóa trong vận hành lưới điện phân phối hiện nay hiện thực chất là tối ưu hóa chi phí phát điện, đáp ứng đủ nhu cầu của phụ tải.
Bài toán đặt ra là: Xây dựng môdul tối ưu hóa công suất P khi áp dụng giải phân lập công suất P đối với công suất Q thì hàm mục tiêu được xem xét ở đây là cực tiểu tổng chi phí nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện của hệ thống điện nhiều nút.
1 ( ) i n i i p i Min C P (2.2)
Đặc tính chi phí nhiên liệu sản xuất điện trong 1 giờ của nhà máy nhiệt điện thứ i có thể biểu thị dưới dạng hàm bậc 2 theo công suất tác dụng của nguồn phát như sau:
C Pi( )i a Pi i2b P ci i i (2.3) Trong đó
ai, bi, ci các hệ số hồi quy được tính toán từ đặc tính thực nghiệm suất tiêu hao nhiên liệu của nguồn thứ i
Pi công suất phát của nguồn thứ i.
Bài toán điều độ phát điện là tìm các giá trị Pi vừa thỏa mãn các điều kiện ràng buộc vừa cực tiểu hóa được hàm chi phí nhiên liệu Ct của hệ thống.
Các điều kiện ràng buộc:
- Cân bằng công suất hệ thống: Đảm bảo chất lượng điện, vận hành hệ thống đảm bảo tổng công suất phát bằng tổng công suất tiêu thụ cộng với tổn thất