5. Nội dung nghiên cứ u
4.2Những giả thiết và thông số tính toán
4.2.1 Những giả thiết chung
Nghiên cứu sử dụng một số giả thiết cả trong khía cạnh kinh tế và kỹ thuật nhằm xây dựng được lộ trình qui hoạch HTCCĐ chính xác đồng thời giảm được khối lượng tính toán. Những giả thiết chung bao gồm:
· Giai đoạn qui hoạch tính toán cho HTCCĐ thường là qui hoạch trung và ngắn hạn, qui định thời gian qui hoạch HTCCĐ theo Thông tư 32/2010/TT- BCT, quy định hệ thống điện phân phối [3], là 5 năm. Tuy vậy, đểđánh giá
được chính xác hiệu quả của phương án đầu tư theo chi phí vòng đời thì thời gian tính toán cần gần với vòng đời của thiết bị. Do đó, trong nghiên cứu này được lựa chọn thời gian tính toán là 10 năm
· Mỗi điểm phụ tải chỉ cho phép lựa chọn một DG với công suất tối ưu. Khi tính toán cho nhiều loại DG thì có thể lựa chọn đồng thời nhiều công nghệ
DG tại mỗi điểm phụ tải. Công suất cực đại của các DG phụ thuộc vào công nghệ lựa chọn
· Chi phí đầu tư, vận hành HTCCĐ được qui đổi về cùng thời điểm là năm
đầu của giai đoạn qui hoạch (hiện tại hóa chi phí) với hệ số chiết khấu giả
thiết là như nhau của vốn đầu tư cũng như chi phí vận hành, năng lượng và bằng 10% mỗi năm
· Ràng buộc điện áp tại các nút phụ tải theo tiêu chuẩn thiết kế HTCCĐ và Thông tư 32/2010/TT-BCT, quy định hệ thống điện phân phối [3], cho phép dao động (0,9¸1,05)p.u, tương ứng độ lệch (-10¸+5)%. Điện áp tại nút TBA nguồn giả thiết luôn bằng 1,05p.u
· Phụ tải của HTCCĐ hiện nay phần lớn đã được CCĐ nên trong giai đoạn qui hoạch giả thiết không thay đổi sơ đồ của hệ thống. Không gian để nâng cấp các TBA, đường dây hiện tại có thể bị hạn chế theo từng trường hợp tính toán cụ thể. Do đó, bài toán chỉ tính toán lựa chọn nâng cấp các TBA và đường dây hiện có mà không xây dựng TBA và đường dây mới
· Công suất nâng cấp của TBA nguồn được lựa chọn gần với gam công suất của MBA thực tế là 10MVA. Tương tự, công suất nâng cấp của mỗi DG giả
thiết là 0,1MW mà không phụ thuộc vào công nghệ
· HTCCĐ thường sử dụng cấp điện áp 22kV và 35kV với đường dây trên không (làm việc ngoài trời). Công suất giới hạn của đường dây cần phải nâng cấp để tránh quá tải khi phụ tải tăng trong giai đoạn qui hoạch tương
ứng với tiết diện dây dẫn tiêu chuẩn như phụ lục PL8.
4.2.2 Suất chi phí của DG theo công nghệ
Mục tiêu của mô hình qui hoạch là xác định lộ trình tối ưu qui hoạch HTCCĐ khi xét đến các DG. Trong nghiên cứu này, công nghệ của DG được phản ánh qua đặc tính công suất phát cũng như chi phí đầu tư, vận hành và nhiên liệu trung bình trên một đơn vị công suất.
Ba công nghệ DG được sử dụng là PMT, máy phát TBK hoặc diesel và TĐN. Mặc dù trong những năm gần đây chi phí đầu tư xây dựng PMT có giảm nhưng vẫn còn khá cao và dao động trong khoảng (3÷10)x106$/MWp [122][147][131]. Một số công trình đã được triển khai đầu tư tại Việt Nam có chi phí đầu tư khá thấp do chi phí nhân công rẻ như dự án nguồn PMT 2,7MW tại Sân bay Đà Nẵng có chi phí đầu tư 3,6x106$/MWp [35]. Một số dự án khác đang
được triển khai có chi phí đầu tư dao động trong khoảng (3,5÷5,5)x106$/MWp [46]. Suất chi phí đầu tư phụ thuộc vào công nghệ của TBK hoặc máy phát diesel khoảng (0,35÷1,0)x106$/MW [122][71]. Suất chi phí đầu tư TĐN tại Việt Nam khoảng (0,5÷2,0)x106$/MW [87]. Tổng hợp suất chi phí đầu tư cũng như chi phí vận hành, nhiên liệu trung bình theo từng công nghệ giả thiết như bảng 4.1. Bảng 4.1 Suất chi phí xây dựng, vận hành và nhiên liệu của các DG
Chi phí vận hành và nhiên liệu
TT Công nghệ DG Chi phí dựng (10đầ6u t$/MW) ư xây P($/MWh) Q($/MVARh) Công suhạn (MW) ất giới
1 TBK hoặc máy phát
diesel 0,5 90,0 5,0 0 ¸ 1 2 PMT 5,5 4,0 0,0 0 ¸ 1 3 TĐN 1,5 5,0 1,0 1 ¸ 1
4.2.3 Suất chi phí đầu tư đường dây và TBA
Suất chi phí đầu tư xây dựng TBA trung gian gồm chi phí cố định (chi phí
đền bù, chi phí hành chính…) và chi phí phụ thuộc theo công suất TBA. Tương tự, chi phí xây dựng, nâng cấp đường dây trung áp (22÷35)kV sử dụng dây nhôm lõi thép (dây AC) cũng được chia thành hai thành phần là chi phí cố định và thành phần chi phí phụ thuộc trực tiếp vào tiết diện dây dẫn. Các thành phần chi phí này được giả thiết như trên bảng 4.2 [123][58][124].
Bảng 4.2 Suất chi phí đầu tư, nâng cấp TBA và đường dây
TT Thiết bị Chi phí cốđịnh Chi phí phụ thuộc công suất Ghi chú
1 TBA 200.000,0 $/TBA 50.000,0 $/MVA 2 Đường dây 15.000,0 $/km 1000,0 $/MVA
Tuổi thọ của thiết bị điện thường khá lớn và phụ thuộc vào công nghệ chế
tạo cũng như chếđộ làm việc của chúng. Do đó, giá trị còn lại của các thiết bị tại cuối của giai đoạn qui hoạch (kết thúc dự án) không đồng nhất mà phụ thuộc vào tuổi thọ của từng thiết bị điện. Trong nghiên cứu này, tuổi thọ của thiết bị được giả thiết như bảng 4.3 [124]. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Bảng 4.3 Tuổi thọ của các thiết bịđiện
TT Thiết bị Tuổi thọ (năm) TT Thiết bị Tuổi thọ (năm)
1 TBA 20 4 Máy phát TBK, diesel 20 2 Đường dây 20 5 PMT 30 3 TĐN 30 6 Máy phát điện gió 20
4.2.4 Đặc tính giá bán điện
Giá điện ở Việt Nam hiện nay thay đổi theo thời gian trong ngày như đã giới thiệu trong chương 1. Giá điện được thực hiện theo Thông tư 42/2011/TT- BCT, quy định về giá bán điện và hướng dẫn thực hiện [4] và Thông tư
07/2006/TT-BCN, hướng dẫn mua, bán công suất phản kháng [2]. Chi tiết giá
trung bình của phụ tải (cosj) khu vực tính toán là 0,82 và tỷ giá giả thiết là 20.000,0VNĐ bằng 1USD.
Trong những năm gần đây, giá điện tại Việt Nam tăng khá nhanh với chu kỳ tăng mỗi năm một lần. Trong giai đoạn từ năm 2009 đến năm 2011 tốc độ
tăng trung bình là 15%/năm do đó khi tính toán có thể xét đến hệ số tăng giá điện trong chi phí năng lượng của bài toán.
4.3 Tính toán qui hoạch HTCCĐ trong khu vực 1 4.3.1 Sơ đồ và thông số tính toán của hệ thống 4.3.1 Sơ đồ và thông số tính toán của hệ thống
TĐN có nhiều ưu điểm với tiềm năng lớn và khả năng ứng dụng cao trong khu vực Miền núi và Tây nguyên. Tỉnh Bắc Kạn đã thực hiện cung cấp được cho 100% số xã, phường trên địa bản tỉnh [45] và đã xây dựng thành công một số
TĐN kết nối trong HTCCĐ. Do đó, chương này sẽ lựa chọn HTCCĐ Bắc Kạn tính toán áp dụng mô hình và chương trình đã đề xuất trong chương 3 với giả
thiết sơ đồổn định trong suốt giai đoạn tính toán.
HTCCĐ được sử dụng để tính toán kiểm tra các mô hình và chương trình
đã xây dựng là lộ 371, TBA 110kV Bắc Kạn trên khu vực huyện Ba Bể. Khu vực này có tiềm năng lớn của TĐN với đặc điểm đặc trưng của HTCCĐ Miền Núi. Sơ đồ gồm 51 nút, cấp điện áp 35kV, tổng công suất năm cơ sở là 8,11MW và 5,97MVAR, tổng chiều dài đường dây cung cấp toàn tuyến là 63,30km như trên hình 4.1. Thông số chi tiết của đường dây và phụ tải điện được trình bày trên phụ
lục PL4 và phụ lục PL5.
ĐTPT ngày điển hình cho mùa hè và mùa đông trong năm của HTCCĐ tỉnh Bắc Kạn thay đổi khá lớn như trình bày trên hình 4.2. Chênh lệch công suất giữa thời điểm cao điểm và thấp điểm khá lớn, khoảng 4,8 lần vào mùa hè. Tuy nhiên, chênh lệch công suất giữa các mùa tương đối nhỏ. Theo qui hoạch phát triển điện lực tỉnh Bắc Kạn giai đoạn (2011÷2015) có xét đến năm 2020 [45], tốc độ tăng trưởng phụ tải đạt 12,1% trong giai đoạn (2009÷2010) và dự báo trong giai đoạn (2010÷2020) tốc độ tăng trưởng phụ tải đạt 13,2% khi không xét đến các phụ tải lớn. Khu vực lựa chọn tính toán có một số dự án phát triển công nghiệp chế biến nên tốc độ tăng trưởng của các phụ tải trong khu vực được giả thiết bằng 10% mỗi năm.
Tỉnh Bắc Kạn thuộc khu vực miền núi phía bắc với địa hình đồi núi, độ dốc lớn nên tiềm năng TĐN rất dồi dào. Khu vực tính toán có tiềm năng TĐN và giả
thiết được đấu nối tại các nút phụ tải 24 và 36. Công suất đặt của các nguồn này giả thiết 1MW với chỉ tiêu KT-KT đã giới thiệu trong phần 4.2. Ngoài ra, TĐN thường có khả năng điều tiết yếu, công suất phát chủ yếu theo lưu lượng của
dòng chảy. Đặc tính công suất phát của TĐN tham khảo tại một số TĐN đã được xây dựng trong khu vực như trong hình 3.5.
Hình 4.1 Sơđồ HTCCĐ huyện Ba Bể, tỉnh Bắc Kạn TBA 01 02 371/2 03 04 Hà Hiệu 2 Hà Hiệu 4 Hà Hiệu 1 Hà Hiệu 3 Phúc Lộc 05 37 38 06 Bàng Trạch Bàng Trạch 2 Bàng Trạch 3 07 08 09 Hà Giang 10 39 40 41 42 43 Phiêng Chì Phiêng Chì 1 Chợ Rã 4 Phia Mèo Chợ Rã 5 Nhánh rẽ Mỹ Phương 11 BĐ. Ba Bể 13 44 45 Chợ Rã 3 Chợ Rã 2 14 Bản Pục Khuổi Sưn 46 47 Chợ Rã 1 15 16 V.Q.G Ba Bể Khang Ninh 2 Khang Ninh 1
Khang Ninh 17 25 Khu Du lịch Ba Bể 24 23 22 48 21 18 49 Keo Mắt Khau Ban Cao Trĩ 19 Nhánh rẽ Cao Thượng Tà Làng 26 27 28 31 29 30 32 33 34 35 36 Đồn Đèn Khuổi Luông Nà Vài Quảng Khê 2 Quảng Khê 1 Nà Hai Đồng Phúc 1 Đồng Phúc 2 Đồng Phúc 3 Tà Làng 1 N há nh r ẽ Ph ươ ng V iên 12 20 Nà Niệm Bản Ngù 50 51
Hình 4.2 Đồ thị phụ tải ngày điển hình của HTCCĐ Bắc Kạn [7]
4.3.2 Kết quả tính toán và thảo luận
Kết quả tính toán bằng chương trình lập trong chương 3 đã lựa chọn được lộ trình đầu tư tối ưu các nhà máy TĐN cũng như thời gian cần nâng cấp các
đường dây và TBA nguồn như trên bảng 4.4 và phụ lục PL10. Các TĐN có tiềm năng của hệ thống đều được lựa chọn ngay từ năm đầu tiên. Tuy nhiên, tốc độ
tăng trưởng phụ tải của hệ thống 10% mỗi năm nên các TĐN được đầu tư chỉ đáp
ứng được một phần nhu cầu phụ tải tăng trong giai đoạn qui hoạch 10 năm. Do
đó, công suất nhận từ HTĐ cũng tăng theo thời gian qui hoạch. Do đó, đường dây 8-9 cần phải nâng cấp ở năm cuối của giai đoạn qui hoạch với tiết diện 95mm2. Những đường dây còn lại vẫn đảm bảo CCĐ cho các phụ tải nên không cần phải nâng cấp. Tương tự, TBA nguồn phải bổ sung 10MVA ở năm thứ 8, nâng tổng công suất của TBA thành 20MVA.
Bảng 4.4 Lộ trình nâng cấp đường dây, TBA và đầu tư TĐN của HTCCĐ Ba Bể (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Thời gian đầu tư, nâng cấp (năm) TT Thiết bịđầu tư Vị trí Thông shiện tạối 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 Tiết diện đường dây (mm2),Fij t*, 8-9 70 95 2 Công suất bổ sung TBA (MVA),DSi t*, 1 10 10 24 0 1 3 Công suất TĐN (MW), Pi t,TD* 36 0 1
Suất chi phí vận hành của TĐN theo công suất phát chỉ bằng 4,72% giá
điện mua từ HTĐ trong những giờ cao điểm và bằng 13,76% trong những giờ
thấp điểm. Vì vậy, TĐN được lựa chọn đầu tư ngay trong năm đầu tiên đã tận dụng được tối đa giá năng lượng rẻ trong suốt giai đoạn qui hoạch. Mặc dù, vào mùa đông (mùa khô) công suất phát của TĐN giảm thấp nhưng với khả năng
điều tiết và hệ số sử dụng luôn lớn hơn 34% nguồn này vẫn cho hiệu quả tốt trong HTCCĐ. 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Thời gian, h H ệ s ố ph ụ t ả i n g ày đ i ể n h ìn h , kpt Mùa Hè Mùa Đông
Khi TĐN được lựa chọn đầu tư trong chương trình tính toán đã đảm bảo hiệu quả của nguồn này so với phương án nâng cấp đường dây và TBA nguồn. Tuy vậy, để đánh giá hiệu quả của TĐN trong điều kiện giả thiết, luận án sẽ so sánh một số chỉ tiêu KT-KT của HTCCĐ với phương án qui hoạch chỉ xét đến khả năng nâng cấp đường dây và TBA nguồn.
Kết quả tính toán lựa chọn thông số, lộ trình nâng cấp các đường dây và TBA nguồn khi không xét đến TĐN được trình bày trong bảng 4.5. Trong phương án này, phụ tải của hệ thống không được hỗ trợ bởi TĐN nên TBA nguồn phải nâng cấp công suất ngay từ năm thứ 6, công suất bổ sung là 10MVA. Tương tự, phần lớn các đường dây ở cuối nguồn không cần phải nâng cấp trong suốt giai đoạn qui hoạch nhưng các đường dây từ nguồn đến nút 7 cần nâng tiết diện từ 95mm2 lên 120mm2 trong các năm thứ 9 và thứ 10 mới đáp ứng được nhu cầu phụ tải tăng trong tương lai. Đường dây từ nút 9 đến nhánh rẽ Mỹ Phương (nút 11) phải nâng cấp lên tiết diện 95mm2 trong năm thứ 7, 8 và thứ 9 tương ứng công suất giới hạn được nâng lên là 20,1MVA.
Bảng 4.5 Lộ trình nâng cấp thiết bị HTCCĐ Ba Bể khi không xét khả năng tham gia của TĐN Thời gian đầu tư, nâng cấp (năm) TT Thiết bịđầu tư Vị trí Thông số hiện tại 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1-2 95 120 2-3 95 120 3-4 95 120 4-5 95 120 5-6 95 120 6-7 95 120 8-9 70 95 9-10 70 95 1 Ti(mmết di2),ệFn ij tđườ*, ng dây 10-11 70 95 2 Công suất bổ sung TBA (MVA),Si t*, 1 10 10
Bảng 4.6 trình bày kết quả và so sánh các chỉ tiêu KT-KT khi đầu tư TĐN trong bài toán qui hoạch HTCCĐ. Mặc dù, phải đầu tư 3x106$ để xây dựng TĐN nhưng phương án này đã giảm được 2,47x106$ do trì hoãn không phải nâng cấp các đường dây và TBA nguồn của HTCCĐ trong suốt giai đoạn qui hoạch. Tổn thất điện năng trong hệ thống đã giảm được 34,36% tương ứng 8,91x106kWh. Hơn nữa, chi phí vận hành của TĐN rất thấp đã làm chi phí vận hành và năng lượng của hệ thống giảm 4,96x106$. Do đó, tổng chi phí vòng đời trong giai đoạn tính toán khi xét đến khả năng tham gia của TĐN đã giảm được 3,93x106$ tương
Bảng 4.6 So sánh một số chỉ tiêu KT-KT của HTCCĐ Ba Bể TT Chỉ tiêu Phương án không xét TĐ Phương án xét đến TĐ So sánh Ghi chú 1 Chi phí vòng đời phương án đầu tư (106$) 24,09 20,16 -3,93 -16,31% 2 Chi phí đầu tưđường dây, TBA (106$) 3,16 0,69 -2,47
3 Chi phí đầu tư TĐN (106$) 0,0 3,0 3,0 4 Chi phí vận hành và năng lượng (106$) 23,68 18,72 -4,96
5 Tổn thất điện năng (106kWh) 25,93 17,02 -8,91 -34,36% 6 Điện năng nhận từ HTĐ (106kWh) 491,64 388,19 -103,45
7 Giá trị còn lại của thiết bịđầu tư (106$) 2,75 2,25
Chỉ tiêu kỹ thuật của HTCCĐ có TĐN cũng thay đổi đáng kể bởi đặc tính công suất phát thay đổi rất lớn trong chu kỳ vận hành (giới thiệu trong chương 1). Tuy nhiên, kết quả tính toán đã chỉ ra rằng tổn thất công suất lớn nhất tại giờ cao
điểm luôn giảm trong giải pháp đầu tư thêm TĐN như trình bày trên hình 4.3.
Hình 4.3 So sánh tổn thất công suất trong HTCCĐ Ba Bể
Ngay từ năm đầu tiên khi đầu tư các TĐN, tổn thất công suất lớn nhất đã giảm được 3,71%. Những năm tiếp theo, khi phụ tải tăng thì tổn thất công suất cũng tăng theo, tổn thất công suất giảm được cực đại năm qui hoạch thứ 6 là 4,72%. Từ năm thứ 7, phần lớn đường dây trục chính được nâng cấp trong phương án không đầu tư TĐN nên tổn thất công suất giảm dẫn đến lượng tổn thất