Tài liệu Qui hoạch thiết kế hệ thống cung cấp điện có xét đến khả năng tham gia của nguồn điện phân tán và giá điện

LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết quả trong luận án là hoàn toàn trung thực và chƣa từng đƣợc ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác. TẬP THỂ HƯỚNG DẪN Ngƣời hƣớng dẫn khoa học 1 Ngƣời hƣớng dẫn khoa học 2 PGS.TS Đặng Quốc Thống TS. Bạch Quốc Khánh Tác giả luận án Vũ Văn Thắng i LỜI CẢM ƠN Trong quá trình thực hiện nghiên cứu của mình, tôi đã nhận đƣợc nhiều ý kiến đóng góp, động viên từ các thầy cô giáo, các bạn đồng nghiệp và ngƣời thân trong gia đình. Lời đầu tiên, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn tới PGS.TS Đặng Quốc Thống và TS. Bạch Quốc Khánh đã tận tình hƣớng dẫn, luôn hỗ trợ và khích lệ trong suốt bốn năm qua để tôi có thể hoàn thành đƣợc luận án của mình. Tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành tới GS.TSKH Trần Đình Long, GS.TS Lã Văn Út, PGS.TS Trần Bách, PGS.TS Nguyễn Lân Tráng, TS Đinh Quang Huy, TS Đỗ Xuân Khôi cùng các thầy cô giáo trong bộ môn Hệ thống điện Viện Điện - Trƣờng Đại học Bách Khoa Hà Nội đã cho tôi những ý kiến quý báu trong suốt quá trình học tập và nghiên cứu. Tôi xin chân thành cảm ơn Ban giám hiệu trƣờng Đại học Kỹ thuật Công nghiệp cùng các đồng nghiệp ở bộ môn Hệ thống điện - Khoa Điện - Trƣờng Đại học Kỹ thuật Công nghiệp đã tạo điều kiện về thời gian và có những ý kiến đóng góp bổ sung cho luận án. Tôi xin chân thành cảm ơn Ban giám hiệu trƣờng Đại học Bách khoa Hà Nội, Viện đào tạo sau đại học - Trƣờng Đại học Bách khoa Hà Nội đã tạo những điều kiện thuận lợi nhất về mọi mặt để tôi hoàn thành nội dung nghiên cứu. Cuối cùng, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới cha mẹ tôi, vợ tôi và những ngƣời thân trong gia đình đã luôn động viên, khích lệ cho tôi động lực để có thể hoàn thành đƣợc luận án này. Tác giả luận án Vũ Văn Thắng ii MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN .................................................................................................... i LỜI CẢM ƠN......................................................................................................... ii MỤC LỤC ............................................................................................................. iii DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT .......................................... vii DANH MỤC CÁC BẢNG .................................................................................. viii DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ ............................................................... ix MỞ ĐẦU ............................................................................................................... xi 1. Tính cấp thiết của đề tài ............................................................................. xi 2. Mục đích nghiên cứu ................................................................................. xii 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ............................................................ xii 4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn ................................................................. xiii 5. Nội dung nghiên cứu ................................................................................. xiii CHƢƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN 1 1.1 Giới thiệu .................................................................................................... 1 1.2 HTCCĐ Việt Nam và một số vấn đề về qui hoạch ................................. 1 1.2.1 Hiện trạng HTCCĐ Việt Nam ............................................................ 1 1.2.2 Những tồn tại và vấn đề qui hoạch HTCCĐ ...................................... 2 1.3 Nguồn điện phân tán ................................................................................. 3 1.3.1 Tổng quan về nguồn điện phân tán .................................................... 3 1.3.2 Công nghệ và đặc điểm của nguồn điện phân tán .............................. 3 1.3.2.1 1.3.2.2 1.3.2.3 1.3.2.4 Thủy điện nhỏ ................................................................................... 4 Điện gió ............................................................................................ 4 Điện mặt trời .................................................................................... 5 Tuabin khí và máy phát diesel .......................................................... 6 1.4 Bài toán qui hoạch phát triển HTCCĐ ................................................... 6 1.4.1 Tổng quan bài toán qui hoạch HTCCĐ .............................................. 6 1.4.1.1 Mục tiêu ............................................................................................ 6 1.4.1.2 Những bước cơ bản của bài toán qui hoạch HTCCĐ ...................... 6 1.4.1.3 Một số bài toán qui hoạch HTCCĐ ................................................. 6 1.4.2 Phân tích và lựa chọn phƣơng pháp qui hoạch HTCCĐ .................... 8 1.4.2.1 Qui hoạch theo tiêu chuẩn ............................................................... 8 1.4.2.2 Qui hoạch toán học .......................................................................... 8 1.4.2.3 Phân tích và lựa chọn phương pháp qui hoạch ............................... 9 1.4.3 Bài toán qui hoạch toán học tổng quát ............................................... 9 1.4.3.1 Mô hình toán .................................................................................... 9 1.4.3.2 Phân loại bài toán qui hoạch ......................................................... 10 1.4.4 Những thay đổi gần đây trong qui hoạch HTCCĐ ........................... 11 iii 1.4.4.1 Sự tham gia của các nguồn điện phân tán ..................................... 11 1.4.4.2 Yếu tố giá điện ................................................................................ 12 1.4.5 Các chỉ tiêu kinh tế đánh giá phƣơng án đầu tƣ ............................... 12 1.5 Qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của các DG ........ 15 1.5.1 Mô hình bài toán qui hoạch HTCCĐ ............................................... 15 1.5.2 Phƣơng pháp, thuật toán giải bài toán qui hoạch HTCCĐ ............... 18 1.6 Đánh giá và lựa chọn công cụ tính toán ................................................ 19 1.6.1 Giới thiệu chƣơng trình GAMS ........................................................ 19 1.6.2 Thuật toán và solver MINOS trong chƣơng trình GAMS ................ 21 1.6.3 Những yêu cầu khi lập bài toán qui hoạch HTCCĐ trong GAMS .. 25 1.7 Nhận xét và đề xuất những vấn đề cần nghiên cứu ............................. 26 CHƢƠNG 2. XÂY DỰNG MÔ HÌNH VÀ PHƢƠNG PHÁP GIẢI BÀI TOÁN QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN................................................... 28 2.1 Đặt vấn đề ................................................................................................ 28 2.2 Phân tích một số đặc điểm của bài toán qui hoạch HTCCĐ hiện nay 30 2.2.1 Lựa chọn mô hình qui hoạch HTCCĐ ............................................. 30 2.2.2 Những đặc điểm cần nghiên cứu bổ sung ........................................ 32 2.2.2.1 Ràng buộc nâng cấp và hàm chi phí nâng cấp đường dây, TBA ... 32 2.2.2.2 Mô hình cân bằng công suất nút AC .............................................. 33 2.2.2.3 Sử dụng ĐTPT điển hình trong tính toán chi phí ........................... 34 2.3 Xây dựng mô hình toán qui hoạch HTCCĐ ......................................... 35 2.3.1 Sơ đồ khối và qui trình tính toán qui hoạch HTCCĐ ....................... 35 2.3.2 Xây dựng mô hình cơ sở (MCSD) ................................................... 39 2.3.2.1 Hàm mục tiêu của mô hình cơ sở ................................................... 39 2.3.2.2 Các ràng buộc của mô hình cơ sở .................................................. 46 2.3.2.3 Phân tích và nhận dạng mô hình cơ sở .......................................... 50 2.3.3 Xây dựng mô hình hiệu chỉnh (MHCD)........................................... 50 2.3.3.1 Hàm mục tiêu của mô hình hiệu chỉnh ........................................... 50 2.3.3.2 Các ràng buộc của mô hình hiệu chỉnh.......................................... 51 2.3.3.3 Phân tích và nhận dạng mô hình hiệu chỉnh .................................. 51 2.3.4 Đánh giá mô hình đề xuất ................................................................. 53 2.4 Tính toán áp dụng ................................................................................... 53 2.4.1 Đặt vấn đề ......................................................................................... 53 2.4.2 Sơ đồ khối và mô hình tính toán ...................................................... 53 2.4.3 Xây dựng chƣơng trình tính toán ..................................................... 54 2.4.3.1 Lập modul nhập thông số đầu vào và mô tả bài toán .................... 54 2.4.3.2 Sử dụng solver giải bài toán tìm nghiệm tối ưu ............................. 56 2.4.3.3 Lập modul hiển thị kết quả ............................................................. 56 iv 2.4.4 Ví dụ 1 .............................................................................................. 56 2.4.4.1 Lập mô hình và tính toán bước cơ sở ............................................. 57 2.4.4.2 Lập mô hình và tính toán bước hiệu chỉnh ..................................... 61 2.4.4.3 Đánh giá hiệu quả của mô hình đề xuất......................................... 64 2.5 Nhận xét và kết luận chương 2 ............................................................... 65 CHƢƠNG 3. QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN XÉT ĐẾN KHẢ NĂNG THAM GIA CỦA CÁC LOẠI NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN ................. 67 3.1 Đặt vấn đề ................................................................................................ 67 3.2 Sơ đồ khối và qui trình tính toán qui hoạch HTCCĐ khi xét đến đặc điểm công nghệ của DG .......................................................................... 68 3.3 Qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của TBK hoặc máy phát diesel................................................................................................. 68 3.3.1 Xây dựng mô hình toán qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của TBK hoặc máy phát diesel ............................................ 68 3.3.1.1 Xây dựng mô hình cơ sở ................................................................. 68 3.3.1.2 Xây dựng mô hình hiệu chỉnh ......................................................... 74 3.3.2 Lập chƣơng trình giải bài toán qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của TBK, máy phát diesel ........................................... 76 3.3.3 Ví dụ 2 .............................................................................................. 76 3.3.3.1 Sơ đồ và thông số của HTCCĐ ...................................................... 76 3.3.3.2 Khai báo biến và dữ liệu đầu vào .................................................. 77 3.3.3.3 Kết quả tính toán ............................................................................ 78 3.3.4 Nhận xét............................................................................................ 82 3.4 Qui hoạch HTCCĐ khi xét khả năng tham gia của TĐN .................... 83 3.4.1 Xây dựng mô hình toán qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của TĐN ............................................................................... 84 3.4.1.1 Xây dựng mô hình cơ sở ................................................................. 84 3.4.1.2 Xây dựng mô hình hiệu chỉnh ......................................................... 87 3.4.2 Lập chƣơng trình tính toán qui hoạch HTCCĐ khi xét khả năng tham gia của TĐN ........................................................................................ 88 3.4.3 Ví dụ 3 .............................................................................................. 88 3.4.3.1 Sơ đồ và thông số của HTCCĐ ...................................................... 88 3.4.3.2 Khai báo biến và dữ liệu đầu vào .................................................. 89 3.4.3.3 Kết quả tính toán ............................................................................ 89 3.4.4 Nhận xét............................................................................................ 91 3.5 Qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của nhiều loại DG ................................................................................................................... 92 3.5.1 Xây dựng mô hình toán qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của nhiều loại DG ................................................................ 93 3.5.1.1 Xây dựng mô hình cơ sở ................................................................. 93 v 3.5.1.2 Xây dựng mô hình hiệu chỉnh ......................................................... 96 3.5.2 Lập chƣơng trình tính toán qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của nhiều loại DG ................................................................ 98 3.5.3 Ví dụ 4 .............................................................................................. 98 3.5.3.1 Sơ đồ và thông số HTCCĐ ............................................................. 98 3.5.3.2 Khai báo biến và dữ liệu đầu vào .................................................. 99 3.5.3.3 Kết quả tính toán ............................................................................ 99 3.5.4 Nhận xét.......................................................................................... 102 3.6 Nhận xét và kết luận chương 3 ............................................................. 103 CHƢƠNG 4. TÍNH TOÁN ÁP DỤNG CHO QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN VIỆT NAM ..................................................................................... 105 4.1 Đặt vấn đề .............................................................................................. 105 4.2 Những giả thiết và thông số tính toán ................................................. 105 4.2.1 Những giả thiết chung .................................................................... 105 4.2.2 Suất chi phí của DG theo công nghệ .............................................. 106 4.2.3 Suất chi phí đầu tƣ đƣờng dây và TBA .......................................... 107 4.2.4 Đặc tính giá bán điện ...................................................................... 107 4.3 Tính toán qui hoạch HTCCĐ trong khu vực 1................................... 108 4.3.1 Sơ đồ và thông số tính toán của hệ thống ....................................... 108 4.3.2 Kết quả tính toán và thảo luận ........................................................ 110 4.4 Tính toán qui hoạch HTCCĐ trong khu vực 2................................... 114 4.4.1 Sơ đồ HTCCĐ và thông số tính toán.............................................. 114 4.4.2 Kết quả tính toán và thảo luận ........................................................ 116 4.5 Những đánh giá và kết luận chương 4................................................. 120 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ............................................................................ 121 1. Những nội dung cơ bản của luận án ...................................................... 121 2. Những đóng góp của luận án .................................................................. 122 3. Hướng nghiên cứu tiếp theo .................................................................... 123 TÀI LIỆU THAM KHẢO .................................................................................. 124 DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ .......................................... 134 PHỤ LỤC ........................................................................................................... 135 vi DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT CCĐ CF CSPK CSTD CTPP DG ĐTPT GAMS HTCCĐ HTĐ KT-KT LNP LP MBA MCSD MHCD MINLP MIP PMT TBA TBK TĐN TTĐ Cung cấp điện Hệ số sử dụng DG (Capacity Factor) Công suất phản kháng Công suất tác dụng Công ty phân phối Nguồn điện phân tán (Distributed Generator) Đồ thị phụ tải Chƣơng trình The General Algebraic Modeling System Hệ thống cung cấp điện Hệ thống điện Kinh tế kỹ thuật Qui hoạch phi tuyến (Nonlinear Programming) Qui hoạch tuyến tính (Linear Programming) Máy biến áp Mô hình cơ sở xét đến khả năng tham gia của DG Mô hình hiệu chỉnh xét đến khả năng tham gia của DG Qui hoạch phi tuyến nguyên thực hỗn hợp (Mixed Integer Nonlinear Programming) Qui hoạch nguyên (Mixed Integer Programming) Nguồn pin mặt trời (PV) Trạm biến áp Tuabin khí Thủy điện nhỏ Thị trƣờng điện vii DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 1.1 Những thay đổi trong mô hình bài toán qui hoạch HTCCĐ ................ 16 Bảng 1.2 Modul các thuật toán giải trong GAMS ............................................... 20 Bảng 2.1 Khai báo biến và tham số của HTCCĐ trong MCSD ........................... 49 Bảng 2.2 Khai báo biến và tham số của HTCCĐ trong MHCD .......................... 52 Bảng 2.3 Thông số đƣờng dây của HTCCĐ 4 nút ............................................... 56 Bảng 2.4 Thông số nâng cấp của đƣờng dây ....................................................... 61 Bảng 2.5 Thông số nâng cấp của TBA nguồn ..................................................... 61 Bảng 2.6 Kết quả qui hoạch HTCCĐ 4 nút ......................................................... 63 Bảng 2.7 Một số chỉ tiêu KT-KT khi qui hoạch HTCCĐ 4 nút ........................... 63 Bảng 2.8 So sánh một số chỉ tiêu KT-KT khi tính theo Pmax và ........................ 64 Bảng 3.1 Khai báo biến và tham số của MCSD khi xét đến khả năng tham gia của TBK hoặc máy phát diesel ................................................................... 73 Bảng 3.2 Khai báo biến và tham số của MHCD khi xét đến khả năng tham gia của TBK hoặc máy phát diesel ............................................................. 75 Bảng 3.3 Phụ tải của HTCCĐ 7 nút ..................................................................... 76 Bảng 3.4 Thông số đƣờng dây của HTCCĐ 7 nút ............................................... 76 Bảng 3.5 Khai báo mảng dữ liệu và tham số của HTCCĐ 7 nút ......................... 77 Bảng 3.6 Khai báo tham số của máy phát diesel.................................................. 77 Bảng 3.7 Khai báo giới hạn của biến và tham số của mô hình ............................ 78 Bảng 3.8 Khai báo biến của chƣơng trình ............................................................ 78 Bảng 3.9 Tổng dẫn nhánh đơn vị năm cơ sở ........................................................ 78 Bảng 3.10 Lộ trình đầu tƣ, nâng cấp thiết bị của HTCCĐ khi xét khả năng tham gia của máy phát diesel ........................................................................ 79 Bảng 3.11 Quyết định nâng cấp đƣờng dây và TBA ........................................... 79 Bảng 3.12 Công suất lớn nhất cần đáp ứng của thiết bị trong HTCCĐ 7 nút ...... 79 Bảng 3.13 Một số chỉ tiêu KT-KT khi qui hoạch HTCCĐ 7 nút ........................ 80 Bảng 3.14 So sánh chỉ tiêu KT-KT của HTCCĐ trong hai bƣớc tính ................. 81 Bảng 3.15 Khai báo biến và tham số của MCSD khi xét đến khả năng tham gia của TĐN ............................................................................................... 86 Bảng 3.16 Khai báo biến và tham số của MHCD khi xét đến khả năng tham gia của TĐN ............................................................................................... 88 Bảng 3.17 Tham số của TĐN ............................................................................... 89 viii Bảng 3.18 Khai báo biến của mô hình khi xét khả năng tham gia của TĐN ....... 89 Bảng 3.19 Quyết định đầu tƣ TĐN ...................................................................... 90 Bảng 3.20 Lộ trình qui hoạch HTCCĐ 7 nút khi xét khả năng tham gia của TĐN .............................................................................................................. 90 Bảng 3.21 So sánh chỉ tiêu KT-KT của HTCCĐ khi có TĐN ............................. 90 Bảng 3.22 Khai báo biến và tham số của MCSD khi xét đến khả năng tham gia của nhiều loại DG ................................................................................. 96 Bảng 3.23 Khai báo biến và tham số của MHCD khi xét đến khả năng tham gia của nhiều loại DG ................................................................................. 97 Bảng 3.24 Giới hạn công suất của các DG trong HTCCĐ 7 nút ......................... 98 Bảng 3.25 Suất chi phí đầu tƣ và vận hành của các DG ...................................... 99 Bảng 3.26 Khai báo biến của bài toán qui hoạch HTCCĐ 7 nút ......................... 99 Bảng 3.27 Kết quả lựa chọn công suất DG và TBA nguồn trong bƣớc cơ sở ... 100 Bảng 3.28 Lộ trình đầu tƣ, nâng cấp thiết bị của HTCCĐ khi xét khả năng đầu tƣ nhiều DG ............................................................................................ 100 Bảng 3.29 So sánh chỉ tiêu KT-KT của HTCCĐ khi có nhiều loại DG ............ 100 Bảng 4.1 Suất chi phí xây dựng, vận hành và nhiên liệu của các DG ............... 107 Bảng 4.2 Suất chi phí đầu tƣ, nâng cấp TBA và đƣờng dây .............................. 107 Bảng 4.3 Tuổi thọ của các thiết bị điện .............................................................. 107 Bảng 4.4 Lộ trình nâng cấp đƣờng dây, TBA và đầu tƣ TĐN của HTCCĐ Ba Bể ............................................................................................................ 110 Bảng 4.5 Lộ trình nâng cấp thiết bị HTCCĐ Ba Bể khi không xét khả năng tham gia của TĐN ....................................................................................... 111 Bảng 4.6 So sánh một số chỉ tiêu KT-KT của HTCCĐ Ba Bể .......................... 112 Bảng 4.7 Thông số và lộ trình nâng cấp tối ƣu đƣờng dây và TBA lộ 478, TBA Thịnh Đán ........................................................................................... 116 Bảng 4.8 Một số chỉ tiêu KT-KT của lộ 478, TBA Thịnh Đán ......................... 117 Bảng 4.9 So sánh quyết định đầu tƣ trong các bƣớc tính lộ 478, TBA Thịnh Đán ............................................................................................................ 119 Bảng 4.10 So sánh chỉ tiêu KT-KT trong các bƣớc tính lộ 478, TBA Thịnh Đán ............................................................................................................ 119 DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ Hình 1.1 Sơ đồ các bƣớc qui hoạch HTCCĐ ........................................................ 7 Hình 1.2 Sơ đồ khối của solver MINOS giải bài toán phi tuyến ........................ 25 ix Hình 2.1 Mô hình hai bƣớc qui hoạch HTCCĐ .................................................. 31 Hình 2.2 Sơ đồ khối tính toán qui hoạch HTCCĐ .............................................. 36 Hình 2.3 Sơ đồ HTCCĐ 4 nút ............................................................................. 56 Hình 2.4 Đồ thị phụ tải ngày điển hình giả thiết ................................................. 57 Hình 2.5 Đặc tính giá bán điện ........................................................................... 57 Hình 2.6 Tổn thất công suất lớn nhất của HTCCĐ 4 nút ................................... 64 Hình 2.7 Tổn thất điện áp lớn nhất của HTCCĐ 4 nút ....................................... 64 Hình 2.8 So sánh tổn thất điện năng ................................................................... 65 Hình 3.1 Sơ đồ HTCCĐ 7 nút ............................................................................. 76 Hình 3.2 Tổn thất công suất lớn nhất của HTCCĐ 7 nút ................................... 80 Hình 3.3 Phân tích độ nhậy theo suất chi phí nhiên liệu của máy phát diesel .... 81 Hình 3.4 Sơ đồ và thông số HTCCĐ hình tia 7 nút ............................................ 88 Hình 3.5 Đặc tính công suất phát của TĐN ........................................................ 89 Hình 3.6 So sánh tổn thất công suất lớn nhất khi đầu tƣ TĐN ........................... 91 Hình 3.7 So sánh điện áp nhỏ nhất tại nút 4 khi đầu tƣ TĐN ............................. 91 Hình 3.8 Đặc tính công suất phát của PMT (PV) ............................................... 98 Hình 3.9 So sánh tổn thất công suất lớn nhất khi đầu tƣ nhiều DG .................. 101 Hình 3.10 So sánh tổn thất điện áp lớn nhất khi đầu tƣ nhiều DG ................... 101 Hình 3.11 Phân tích độ nhậy theo suất chi phí đầu tƣ của PMT....................... 102 Hình 4.1 Sơ đồ HTCCĐ huyện Ba Bể, tỉnh Bắc Kạn ....................................... 109 Hình 4.2 Đồ thị phụ tải ngày điển hình của HTCCĐ Bắc Kạn [7] ................... 110 Hình 4.3 So sánh tổn thất công suất trong HTCCĐ Ba Bể ............................... 112 Hình 4.4 So sánh tổn thất điện năng của HTCCĐ Ba Bể ................................. 113 Hình 4.5 So sánh điện năng nhận từ HTĐ của HTCCĐ Ba Bể ........................ 113 Hình 4.6 So sánh điện áp nút nhỏ nhất của HTCCĐ Ba Bể ............................. 113 Hình 4.7 Sơ đồ lộ 478, TBA 110kV Thịnh Đán ............................................... 115 Hình 4.8 Đồ thị phụ tải ngày điển hình của HTCCĐ Thái Nguyên ................. 116 Hình 4.9 Tổn thất công suất lớn nhất của lộ 478, TBA Thịnh Đán .................. 117 Hình 4.10 So sánh tổn thất điện năng của lộ 478, TBA Thịnh Đán ................. 118 Hình 4.11 Điện áp nút nhỏ nhất của lộ 478, TBA Thịnh Đán .......................... 118 Hình 4.12 Độ nhậy của phƣơng án đầu tƣ lộ 478, TBA Thịnh Đán ................. 118 x MỞ ĐẦU Qui hoạch HTCCĐ là vấn đề phức tạp với nhiều mục tiêu khác nhau nhƣ đảm bảo hiệu quả kinh tế, cung cấp năng lƣợng tin cậy và không tác động xấu đến môi trƣờng. Ngoài ra, nhiều yếu tố mang tính ngẫu nhiên và không chắc chắn, số lƣợng biến rất lớn cũng làm tăng tính phức tạp của bài toán. Cùng với quá trình phát triển của ngành điện, nhiều mô hình và phƣơng pháp qui hoạch HTCCĐ đã đƣợc phát triển và ứng dụng thành công trong thực tiễn với kết quả và giải pháp phù hợp. Tuy vậy, các mô hình và phƣơng pháp này có thể đƣợc cải thiện, nâng cao hiệu quả khi sử dụng những giải pháp hoàn thiện hơn nên các nghiên cứu vẫn tiếp tục đƣợc thực hiện bởi nhiều nhà khoa học trên thế giới. Trong những năm gần đây, quá trình tái cơ cấu TTĐ theo xu hƣớng cạnh tranh và công nghệ DG phát triển rất nhanh. Nhiều công cụ với khả năng tính toán mạnh, nhiều phƣơng pháp và thuật toán mới đã đƣợc phát triển. Do đó, cần nghiên cứu các mô hình và phƣơng pháp qui hoạch mới, hoàn thiện hơn nhằm nâng cao tính chính xác và đáp ứng đƣợc yêu cầu thực tiễn. 1. Tính cấp thiết của đề tài Tốc độ tăng trƣởng phụ tải điện nƣớc ta khá cao trong hơn thập kỷ qua. Trong giai đoạn (1999÷2010) tốc độ tăng trƣởng đạt 13,84% [34], dự báo trong giai đoạn (2010÷2015) đạt (14,1÷16,0)% và đạt khoảng (11,3÷11,6)% trong giai đoạn (2016÷2020) tƣơng ứng sản lƣợng năm 2020 đạt khoảng (330÷362)tỷ kWh [44]. HTCCĐ còn nhiều bất cập nhƣ nhiều cấp điện áp chồng chéo, thiết bị lạc hậu, chất lƣợng điện năng và độ tin cậy CCĐ kém [42][44]. Do đó, qui hoạch HTCCĐ cần phải đƣợc quan tâm thỏa đáng mới đáp ứng yêu cầu hiện nay. Nhiều nghiên cứu đã đƣợc thực hiện và đƣa ra những giải pháp nhƣ xây dựng lộ trình qui hoạch dài hạn, thống nhất cho từng khu vực và từng miền. Đầu tƣ nâng cấp đƣờng dây và TBA, từng bƣớc nâng cấp và thay thế các hệ thống cũ, thiết bị lạc hậu, bổ sung các thiết bị mới và giảm bán kính cấp điện nhằm nâng cao chất lƣợng điện và độ tin cậy CCĐ [3][23][42]. Tuy vậy, thực hiện các giải pháp trên đòi hỏi lƣợng vốn đầu tƣ lớn, thời gian thực hiện dài nên qui hoạch HTCCĐ nƣớc ta trong thời gian tới cần những giải pháp hiệu quả và đột phá. Trong thập kỷ tới, phụ tải của HTĐ Việt Nam vẫn tăng khá cao, các nguồn năng lƣợng truyền thống đang dần cạn kiệt, gây ô nhiễm môi trƣờng và làm thay đổi hệ sinh thái [44]. Nghiên cứu phát triển và ứng dụng các công nghệ phát điện mới có khả năng tái tạo, không gây ô nhiễm môi trƣờng trong qui hoạch HTĐ nói chung và qui hoạch HTCCĐ là yêu cầu cấp thiết hiện nay. Hơn nữa, TTĐ đã đƣợc xây dựng thành công tại nhiều quốc gia trên thế giới trong những năm gần đây và đang từng bƣớc đƣợc ứng dụng để tái cơ cấu ngành điện Việt Nam theo xu hƣớng cạnh tranh [10][11][33][36]. Công nghệ phát điện đã phát triển rất xi nhanh với nhiều nguồn năng lƣợng mới và tái tạo đƣợc thƣơng mại hóa thành công, có thể cạnh tranh với các nguồn năng lƣợng truyền thống [88][101][106] [111][112][128][131][138][146][148][154]. Khi DG tham gia trong HTCCĐ sẽ dẫn đến những thay đổi trong bài toán qui hoạch và cải tạo. Những thay đổi này làm tăng tính phức tạp của bài toán nhƣng cũng mở ra những cơ hội để nâng cao hiệu quả kinh tế và cải thiện các chỉ tiêu kỹ thuật của HTCCĐ [66][74][76]. Bài toán qui hoạch HTCCĐ đã đƣợc nghiên cứu và phát triển từ rất sớm với nhiều phƣơng pháp và mô hình qui hoạch đƣợc đề xuất. Nâng cấp thiết bị của hệ thống (đƣờng dây, TBA), bổ sung các đƣờng dây mới và mở rộng sơ đồ hay bổ sung thiết bị bù là bài toán qui hoạch cải tạo HTCCĐ đã đƣợc nhiều tác giả nghiên cứu và đề xuất các mô hình tính toán [68][79][104][137][139]. Ứng dụng DG trong HTCCĐ và đặc tính giá điện thay đổi theo thời gian phụ thuộc vào cơ cấu tải rất đƣợc quan tâm gần đây. Do đó, nhiều mô hình qui hoạch HTCCĐ xét đến khả năng tham gia DG đã đƣợc nghiên cứu và giới thiệu [50][60][70][71] [122][124]. Những nghiên cứu này đã xét đến nhiều khía cạnh của bài toán qui hoạch HTCCĐ khi tổng hợp DG. Tuy vậy, công suất của các DG thƣờng thay đổi phụ thuộc vào nguồn năng lƣợng sơ cấp, giá điện của các nguồn cung cấp cũng thay đổi theo thời gian và vị trí kết nối trong HTĐ thì chƣa đƣợc đề cập đầy đủ. Từ phân tích trên, hƣớng nghiên cứu chính của luận án là bài toán qui hoạch HTCCĐ có xét đến khả năng tham gia của DG với đặc tính công suất phát theo từng công nghệ, tổng hợp đặc tính giá điện và ĐTPT. 2. Mục đích nghiên cứu Mục đích nghiên cứu của luận án là xây dựng cơ sở lý thuyết và phát triển các phƣơng pháp tính toán KT-KT nhằm giải quyết một số khía cạnh của bài toán qui hoạch HTCCĐ khi xét đến các DG. Luận án sẽ tập trung nghiên cứu các mô hình qui hoạch HTCCĐ có xét đến khả năng tham gia của DG với đặc tính công suất phát thay đổi phụ thuộc nguồn năng lƣợng sơ cấp. Mô hình sẽ tổng hợp đặc tính của giá bán điện và ĐTPT nhằm nâng cao tính chính xác của kết quả tính toán. Trên cơ sở đó, xây dựng các chƣơng trình tính toán và áp dụng cho bài toán qui hoạch HTCCĐ Việt Nam. 3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu Đối tƣợng nghiên cứu của luận án là các HTCCĐ trung áp, thuộc phạm vi quản lý và vận hành cấp địa phƣơng (các điện lực quận, huyện, thành phố, nhà máy xí nghiệp…) hay CTPP. Trong điều kiện HTCCĐ có các DG, luận án sẽ tập trung nghiên cứu phát triển lý thuyết và các phƣơng pháp tính toán KT-KT của bài toán qui hoạch xii HTCCĐ. Từ đó, xây dựng đƣợc mô hình và chƣơng trình tính toán qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của DG. 4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn Bài toán qui hoạch HTCCĐ xét đến các DG ngày nay là vấn đề khoa học hiện đại đang đƣợc nhiều nhà khoa học trên thế giới cũng nhƣ tại Việt Nam quan tâm nghiên cứu. Luận án nghiên cứu xây dựng mô hình tính toán qui hoạch HTCCĐ xét đến các DG với đặc trƣng công nghệ qua đặc tính công suất phát, tổng hợp ĐTPT và đặc tính giá điện. Biến nhị phân đƣợc sử dụng để biểu diễn đặc tính chi phí phi tuyến có thành phần cố định của đƣờng dây và TBA nguồn phù hợp hơn với đặc tính chi phí thực tế đồng thời biểu diễn các ràng buộc nâng cấp thiết bị từ dạng logic về các bất phƣơng trình trong mô hình toán. Chƣơng trình tính toán theo mô hình đề xuất đƣợc lập trong chƣơng trình GAMS cho phép xét đƣợc đồng thời nhiều giải pháp trong bài toán qui hoạch HTCCĐ cũng nhƣ đánh giá đƣợc rõ ràng hơn hiệu quả của từng giải pháp qua các chỉ tiêu KT-KT của hệ thống. Quá trình tái cơ cấu ngành điện nƣớc ta đã đƣợc từng bƣớc thực hiện, DG đã đƣợc ứng dụng và có tiềm năng phát triển lớn. Các mô hình đề xuất trong luận án đã đƣợc tính toán kiểm tra trên các HTCCĐ thực tế cho nhiều khu vực với đặc điểm sử dụng DG điển hình bằng chƣơng trình lập trong GAMS. Kết quả cho thấy mô hình và chƣơng trình tính toán phù hợp với những HTCCĐ thực tiễn. Do đó, có thể đƣợc ứng dụng trong qui hoạch HTCCĐ Việt Nam. 5. Nội dung nghiên cứu Nội dung nghiên cứu của luận án gồm có phần mở đầu, phần kết luận và 4 chƣơng. Tổng quan về HTCCĐ Việt Nam, những vấn đề tồn tại cần giải quyết và cơ sở lý thuyết bài toán qui hoạch HTCCĐ đƣợc trình bày trong chƣơng 1. Chƣơng này sẽ tổng hợp và đánh giá các mô hình, các thành phần của bài toán qui hoạch HTCCĐ. Phân tích những tác động của giá bán điện và DG làm thay đổi hàm mục tiêu, các ràng buộc và mô hình hóa các thành phần của bài toán. Từ đó, định hƣớng những vấn đề nghiên cứu của luận án. Chƣơng 2 trình bày những nghiên cứu trƣớc đây về bài toán qui hoạch HTCCĐ từ đó đề xuất mô hình toán hai bƣớc qui hoạch HTCCĐ khi xét đến đặc tính giá điện, ĐTPT ngày điển hình và DG. Mô hình sử dụng hàm mục tiêu cực tiểu chi phí vòng đời của phƣơng án đầu tƣ với các ràng buộc đảm bảo yêu cầu kỹ thuật. Trong bƣớc cơ sở, mô hình xác định tiết diện nâng cấp đƣờng dây và công suất bổ sung của TBA nguồn với biến lựa chọn sử dụng biến thực đồng thời với thông số đầu tƣ tối ƣu của DG. Kết quả tính toán đƣợc lựa chọn lại theo thông số tiêu chuẩn của thiết bị, tổng trở của hệ thống đƣợc cập nhật theo thông xiii số đã nâng cấp và sử dụng làm thông số đầu vào của bƣớc hiệu chỉnh. Mô hình hiệu chỉnh xác định lại thông số đầu tƣ tối ƣu của DG cùng các chỉ tiêu kinh tế, thông số chế độ của HTCCĐ theo thông số của thiết bị tiêu chuẩn nên cho kết quả chính xác và gần với giá trị tối ƣu hơn. Chƣơng trình tính toán đƣợc lập trong GAMS và tính toán minh họa trong những ví dụ đơn giản. Chƣơng 3 phát triển mô hình qui hoạch hai bƣớc đã đề xuất trong chƣơng 2, xây dựng mô hình và chƣơng trình tính toán qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của từng loại DG theo công nghệ sử dụng năng lƣợng sơ cấp (TBK hoặc máy phát diesel, TĐN, PMT…) hay xét đồng thời nhiều công nghệ DG với đặc tính công suất phát, ĐTPT và đặc tính giá điện đƣợc tổng hợp trong mô hình. Hàm mục tiêu cực tiểu chi phí vòng đời, ràng buộc cân bằng công suất nút AC và các ràng buộc kỹ thuật đƣợc sử dụng với biến lựa chọn là biến thực. Những mô hình đề xuất đƣợc tính toán minh họa trong những ví dụ đơn giản bằng chƣơng trình lập trong GAMS. Kết quả cho thấy, thời gian tính toán nhỏ và kết quả tính toán phù hợp. Chƣơng 4 sử dụng những chƣơng trình đã lập tính toán áp dụng trong bài toán qui hoạch cải tạo HTCCĐ thực tế tại Việt Nam. Những HTCCĐ trong các khu vực có tiềm năng điển hình của các DG đƣợc lựa chọn để tính toán kiểm tra. Từ những nội dung nghiên cứu trên, kết cấu của luận án bao gồm: Mở đầu Chương 1. Tổng quan về qui hoạch HTCCĐ Chương 2. Xây dựng mô hình và phƣơng pháp giải bài toán qui hoạch HTCCĐ Chương 3. Qui hoạch HTCCĐ xét đến khả năng tham gia của các loại nguồn điện phân tán Chương 4. Tính toán áp dụng cho qui hoạch HTCCĐ Việt Nam Kết luận và kiến nghị xiv CHƢƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN 1 Chƣơng 1, Equation Chapter 1 Section 1 1.1 Giới thiệu Qui hoạch HTCCĐ là vấn đề không mới và đã đƣợc thực hiện ngay từ khi hình thành và phát triển ngành công nghiệp điện lực. Tuy nhiên, sự phát triển của các công cụ tính toán, mô phỏng bằng máy tính cũng nhƣ những thay đổi về môi trƣờng công nghiệp điện lực, sự phát triển của công nghệ DG gần đây đã dẫn tới những thay đổi lớn trong công tác qui hoạch, thiết kế và vận hành HTCCĐ. Tiến bộ về công nghệ chế tạo gần đây đã nâng cao hiệu suất, giảm chi phí của các DG và trở thành nguồn thay thế khả thi cho các nguồn năng lƣợng truyền thống. Quá trình tái cơ cấu TTĐ đã thúc đẩy phát triển và ứng dụng các DG đồng thời khách hàng đƣợc lựa chọn nhà cung cấp dẫn đến giá bán điện và trào lƣu công suất thay đổi [115]. Vì vậy, bài toán qui hoạch HTCCĐ cần xác định lộ trình nâng cấp thiết bị của HTCCĐ đồng thời vấn đề lựa chọn công nghệ, vị trí, công suất và thời gian đầu tƣ DG thay cho mua điện hoàn toàn từ HTĐ cần đƣợc quan tâm nghiên cứu. Phần tiếp theo sẽ nghiên cứu, thảo luận những vấn đề về qui hoạch HTCCĐ nói chung và bài toán qui hoạch HTCCĐ Việt Nam. Những thay đổi của bài toán qui hoạch HTCCĐ khi xét đến DG. Từ đó, xác định những vấn đề cần nghiên cứu, giải quyết. 1.2 HTCCĐ Việt Nam và một số vấn đề về qui hoạch 1.2.1 Hiện trạng HTCCĐ Việt Nam HTCCĐ trung áp tại Việt Nam do hoàn cảnh lịch sử có những đặc điểm riêng biệt nhƣ tồn tại nhiều cấp điện áp và mang tính đặc trƣng theo miền và vùng khá rõ nét. Miền Bắc sử dụng các cấp điện áp (6, 10, 22, 35)kV, miền Trung sử dụng cấp điện áp (6, 10, 15, 22, 35)kV và miền Nam chỉ sử dụng cấp điện áp (15, 22, 35)kV[42][44][23]. Năm 2007, tổng khối lƣợng lƣới phân phối có chiều dài 139.897,0km với cấu trúc ở khu vực thành phố, thị xã, khu đô thị và khu công nghiệp theo sơ đồ mạch vòng vận hành hở, các khu vực còn lại thƣờng sử dụng sơ đồ hình tia. Lƣới phân phối khu vực miền Bắc không đồng nhất và đƣợc thể hiện theo từng khu vực. Khu vực miền núi có mật độ phụ tải nhỏ, bán kính cấp điện lớn với lƣới 35kV là chủ yếu và chiếm tỷ trọng (70÷80)%. Các chỉ tiêu KT-KT không đảm bảo do sử dụng nhiều loại dây dẫn, thiết bị chắp vá và xuống cấp. Tại khu vực nông thôn và đồng bằng HTCCĐ đã đƣợc hình thành từ rất sớm, cấp điện áp 35kV chiếm (10÷20)%, (6, 10)kV chiếm (50÷60)%. Những năm gần đây, do phụ tải tăng nhanh, các TBA trung gian 35/(6, 10)kV bị quá tải nên lƣới điện 35kV 1 trở thành cấp phân phối và lƣới 22kV từng bƣớc đƣợc xây dựng thay thế lƣới điện (6, 10)kV, chiếm khoảng (20÷40)%. Phần lớn các TBA trung gian 35/(6, 10)kV đều đã xuống cấp và đầy tải. Chất lƣợng điện năng không đảm bảo và an toàn CCĐ kém do đƣờng dây cũ, tiết diện nhỏ, hệ số mang tải cao, bán kính cấp điện lớn. Khu vực đô thị đã đƣợc đầu tƣ nâng cấp cải tạo thành lƣới điện 22kV với tỷ trọng khoảng (40÷60)%. Do đó, chất lƣợng điện đã đƣợc cải thiện, tổn thất điện áp và tổn thất điện năng giảm. Tại miền Nam, HTCCĐ sử dụng chủ yếu cấp điện áp 22kV và 15kV, tỷ trọng lƣới điện 22kV theo khối lƣợng đƣờng dây chiếm 81,9%. Lƣới điện 15kV hầu hết đƣợc thiết kế theo tiêu chuẩn 22kV do đó việc nâng cấp thành 22kV rất thuận lợi. Đƣờng dây 22kV đƣợc tính toán dự phòng lớn nên chất lƣợng của HTCCĐ các tỉnh miền Nam về cơ bản có chất lƣợng tốt hơn khu vực miền Bắc. HTCCĐ khu vực miền Trung mang đặc điểm của cả miền Bắc và miền Nam với cấp điện áp (15, 22)kV chiếm tỷ trọng khá lớn khoảng (80÷90)%. HTCCĐ khu vực miền Trung chủ yếu phát triển trong thời gian gần đây (sau năm 1994) và lƣới (6, 10, 15)kV đƣợc thiết kế theo tiêu chuẩn 22kV. Do đó, việc cải tạo nâng cấp tƣơng đối thuận lợi. 1.2.2 Những tồn tại và vấn đề qui hoạch HTCCĐ Từ những phân tích trên cho thấy, HTCCĐ Việt Nam còn tồn tại nhiều bất cập theo từng khu vực và theo từng miền nhƣ nhiều cấp điện áp, không đồng bộ gây khó khăn trong xây dựng và vận hành. Mật độ phụ tải tăng cao trong thời gian gần đây dẫn đến một số cấp điện áp không còn phù hợp do tổn thất công suất và điện năng lớn. Ngoài ra, HTCCĐ đƣợc xây dựng và nâng cấp không theo qui hoạch dài hạn, nhiều đƣờng dây cũ, xuống cấp nên HTCCĐ chắp vá, lạc hậu. Chất lƣợng điện năng và độ tin cậy CCĐ trong nhiều khu vực không đảm bảo. Trong thời gian gần đây, bên cạnh các giải pháp qui hoạch cải tạo truyền thống nhƣ nâng cấp đƣờng dây và TBA, một giải pháp mới đƣợc khuyến khích sử dụng là đầu tƣ DG trong một số điều kiện có thể cạnh tranh với các giải pháp truyền thống. Hơn nữa, một số vấn đề nhƣ việc tái cơ cấu ngành điện theo mô hình TTĐ cạnh tranh và sự phát triển nhanh các công cụ tính toán qui hoạch khiến bài toán qui hoạch ứng dụng cho HTCCĐ trung áp ở Việt Nam cần xem xét thêm một số vấn đề sau: - Khả năng tham gia của DG với các dạng nguồn năng lƣợng sơ cấp khác nhau trong qui hoạch HTCCĐ nhằm sử dụng đƣợc các nguồn năng lƣợng mới và tái tạo đồng thời nâng cao hiệu quả của HTCCĐ - Đƣa các yếu tố liên quan đến TTĐ vào mô hình qui hoạch HTCCĐ nhƣ giá điện, ĐTPT… 2 1.3 Nguồn điện phân tán 1.3.1 Tổng quan về nguồn điện phân tán Nguồn điện phân tán là nguồn điện đƣợc kết nối trực tiếp với HTCCĐ hoặc cung cấp trực tiếp cho khách hàng [82][114][144], thƣờng sử dụng công nghệ mới nhƣ điện mặt trời, TĐN, điện gió, điện địa nhiệt, máy phát diesel, TBK, pin nhiên liệu hay nhà máy điện-nhiệt kết hợp... DG có công suất nhỏ thƣờng đƣợc chế tạo theo dạng modul nên thời gian và không gian xây dựng nhỏ, có thể dễ dàng bổ sung trong HTCCĐ. DG là nguồn phát đƣợc lắp đặt gần nơi tiêu thụ nên loại trừ đƣợc những chi phí truyền tải và phân phối, tăng cƣờng linh hoạt và độ tin cậy của HTCCĐ, giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng, cải thiện độ lệch điện áp nút và giảm ô nhiễm môi trƣờng [41][116][144]. Tuy nhiên, DG thƣờng làm tăng tính phức tạp trong đo lƣờng, bảo vệ và vận hành hệ thống đồng thời vốn đầu tƣ thƣờng lớn theo từng công nghệ nên những nguồn này chƣa đƣợc sử dụng rộng rãi. Những năm đầu của thế kỷ XXI, công nghệ DG phát triển rất nhanh với chỉ tiêu KT-KT ngày càng nâng cao đồng thời vấn đề ô nhiễm môi trƣờng cũng đƣợc quan tâm. Do đó, DG đã đƣợc nhiều nhà khoa học nghiên cứu và từng bƣớc đƣợc ứng dụng thành công tại nhiều nƣớc trên thế giới [114]. Năm 2008 tổng công suất đặt của PMT đạt 13,1GW với tốc độ phát triển trong giai đoạn (19982008) đạt 54% [88][146][147][148][153]. Tƣơng tự, điện gió cũng đƣợc tập trung phát triển rất mạnh tại Châu Âu và Bắc Mỹ với tốc độ phát triển đạt 21,4% trong giai đoạn (1998÷2008), tổng công suất đặt năm 2008 là 121,19GW, dự báo đến năm 2020 đạt tới 1500,0GW [112][154][155]. Ngoài ra, TĐN và các DG sử dụng năng lƣợng hóa thạch nhƣ máy phát TBK, máy phát diesel, pin nhiên liệu cũng đƣợc nghiên cứu và phát triển rất mạnh mẽ [12][13][143]. DG cũng đƣợc sử dụng và có vai trò ngày càng quan trọng trong HTCCĐ Việt Nam. Năm 2010 công suất của các nguồn này đạt 3,5% và dự báo đến năm 2020 đạt 4,5% tƣơng ứng 3375,0MW[44]. Hiện nay, nhiều dự án sử dụng DG đang đƣợc triển khai trong phạm vi cả nƣớc [5][6][8][16][35][46][95]. Vì vậy, nghiên cứu ứng dụng DG trong qui hoạch HTCCĐ cần đƣợc đặc biệt quan tâm với mục tiêu tăng cƣờng sử dụng các nguồn năng lƣợng sạch và nâng cao hiệu quả trong qui hoạch, vận hành HTCCĐ góp phần xây dựng và phát triển hệ thống năng lƣợng bền vững. 1.3.2 Công nghệ và đặc điểm của nguồn điện phân tán Nhiều công nghệ DG đã đƣợc phát triển và thƣơng mại thành công trong những năm gần đây với chỉ tiêu KT-KT ngày càng cải thiện nhƣ giới thiệu trong các nghiên cứu [19][20][21][82][98][114][143][144]. 3 1.3.2.1 Thủy điện nhỏ TĐN sử dụng năng lƣợng của dòng chảy đã đƣợc phát triển và ứng dụng rất rộng rãi do không tạo khí thải gây ô nhiễm môi trƣờng, không sử dụng hồ chứa nên không gây ngập lụt, không làm thay đổi hệ sinh thái… Tuy nhiên, vị trí của chúng chỉ hạn chế ở những nơi có dòng chảy nên hiệu quả đối với HTCCĐ bị hạn chế trong trƣờng hợp khoảng cách truyền tải đến phụ tải xa. Công suất của TĐN phụ thuộc vào chiều cao cột nƣớc H và lƣu lƣợng nƣớc qua tuabin Q theo biểu thức (1.1) với hiệu suất của hệ tuabin - máy phát . (1.1) P  9.81 Q H Lƣu lƣợng nƣớc của dòng chảy là hàm của thời gian theo chu kỳ năm và biến thiên khá lớn, lƣu lƣợng nƣớc mùa lũ có thể gấp 20 lần mùa cạn [22]. Xét trong chu ngắn (một ngày đêm) thì lƣu lƣợng nƣớc hầu nhƣ không thay đổi [19]. Tuy nhiên, TĐN kiểu đƣờng dẫn có hồ chứa với dung tích nhỏ nên khả năng điều tiết yếu, công suất phát trong thời gian mùa mƣa thƣờng không thay đổi và bằng công suất định mức. Trong những tháng mùa khô, nhà máy tập trung phát vào giờ cao điểm để tận dụng giá bán cao. Do đó, đặc tính công suất phát của TĐN cũng có thể là hàm của thời gian trong ngày và mùa trong năm. 1.3.2.2 Điện gió Nhà máy điện gió biến đổi động năng của dòng không khí thành điện năng nên không tiêu tốn nhiên liệu, không gây ô nhiễm môi trƣờng, có thể đặt gần nơi tiêu thụ. Do đó, tránh đƣợc chi phí cho việc xây dựng đƣờng dây tải điện, có thể đặt ở những địa điểm và vị trí khác nhau với những giải pháp linh hoạt. Tuy nhiên, gió là dạng năng lƣợng mang tính bất định cao nên khi đầu tƣ vào lĩnh vực này cần có các số liệu thống kê đầy đủ, tin cậy đồng thời chi phí xây dựng nhà máy điện gió là khá cao, đòi hỏi vốn đầu tƣ lớn. Công suất của máy phát điện gió khi vận tốc của gió v qua diện tích nhận năng lƣợng của cánh tuabin S phụ thuộc vào mật độ không khí  và hàm bậc 3 của tốc độ gió nhƣ biểu thức (1.2) [13][53][76][138]. P  1 2  . S .v 3 (1.2) Tốc độ gió thƣờng không ổn định và thay đổi theo không gian và thời gian nên công suất của máy phát gió cũng không ổn định, điều này gây khó khăn trong vận hành HTĐ. Trong giai đoạn qui hoạch, công suất của máy phát điện gió có thể tính toán theo mô hình tuyến tính đƣợc đề xuất trong [61][155] với các hệ số đƣợc giả thiết là các hằng số không phụ thuộc tốc độ gió nên độ tin cậy không cao. Gần đây, mô hình phi tuyến bậc 2 đƣợc ứng dụng rộng rãi trong tính toán công suất phát của tuabin gió nhƣ biểu thức (1.3) [53][64][65][66][106]. 4 0  2  PR ( a 0  a1 .v  a 2 .v ) Pv    PR 0  v  v m in v m in  v  v R v R  v  v m ax (1.3) v m ax  v Trong đó: Pv là công suất phát của tuabin gió phụ thuộc tốc độ gió; PR là công suất định mức của tuabin gió; v là tốc độ gió qua tuabin; v min là tốc độ gió nhỏ nhất mà tuabin không thể làm việc, thƣờng khoảng (3÷5)m/s; vR là tốc độ gió định mức của tuabin, thƣờng khoảng (11÷15)m/s; vmax là tốc độ gió giới hạn của tuabin để đảm bảo an toàn về độ bền cơ, thƣờng khoảng (18÷25)m/s; a 0, a1 và a2 là các hệ số phụ thuộc vào tốc độ gió giới hạn hay đặc tính của tuabin gió đƣợc xác định theo biểu thức (1.4). a0  a1  a2  1  v m in  vR  2 1  v m in  vR  2 1  v m in  vR  2 3  v (v  v R )  4( v m in .v R ).  ( v m in  v R ) / 2 v R    m in m in  3  4( v .v ).  ( v  v R ) / 2 v R   (3 v m in  v R )  m in R m in   (1.4) 3  2  4  (v  vR ) / 2vR   m in   Tuy nhiên, tốc độ gió phân bố theo hàm xác suất nên việc tính toán qui hoạch HTĐ nói chung và HTCCĐ nói riêng có máy phát điện gió tham gia còn gặp nhiều khó khăn. 1.3.2.3 Điện mặt trời Năng lƣợng của tia bức xạ mặt trời có thể đƣợc chuyển đổi thành điện năng theo phƣơng thức nhà máy điện mặt trời hay trực tiếp qua PMT. PMT không làm ô nhiễm môi trƣờng, có thể thiết lập ngay tại khu dân cƣ nên khả năng ứng dụng cao. Tuy vậy, chi phí xây dựng lớn là một rào cản nên cần có những chính sách hỗ trợ phát triển nguồn năng lƣợng này trong tƣơng lai. Công suất phát của PMT phụ thuộc vào cƣờng độ bức xạ mặt trời và có thể xác định bởi nhiều mô hình khác nhau [153]. Mô hình vật lý có xét đến tính chất vật lý của PMT nên cho kết quả tin cậy nhƣng tính toán rất phức tạp thƣờng đƣợc sử dụng cho kiểm tra tính năng của pin. Mô hình toán học có thể xác định đƣợc trực tiếp công suất phát với khả năng tính toán nhanh, đơn giản nên thích hợp cho tính toán qui hoạch hoặc vận hành PMT. Công suất của PMT phụ thuộc trực tiếp vào bức xạ mặt trời đƣợc xác định nhƣ biểu thức (1.5) [153][131]. PD C   A C .  .G  .S P V (1.5) Trong đó: G là tổng xạ trên mặt phẳng quan sát có diện tích SPV nhƣ phụ lục PL3; AC là hiệu suất của bộ biến đổi DC/AC;  là hiệu suất của các phần tử 5 DC trong hệ thống đƣợc xác định bởi ảnh hƣởng của bụi làm giảm hiệu suất của pin, nhiệt độ của môi trƣờng và các dây nối… Bức xạ mặt trời biến thiên theo thời gian và không gian, tại một vị trí xây dựng cố định PMT có thể bỏ qua ảnh hƣởng của không gian nên công suất phát của PMT cũng là một hàm theo thời gian. 1.3.2.4 Tuabin khí và máy phát diesel TBK và máy phát diesel vẫn sử dụng nhiên liệu hóa thạch nhƣng với công nghệ mới đã nâng cao đƣợc hiệu suất, giảm giá thành và giảm đƣợc nồng độ khí thải. Ngoài ra, nguồn này đƣợc chế tạo dƣới dạng modul, kích thƣớc nhỏ, thời gian xây dựng ngắn rất thuận lợi trong qui hoạch HTCCĐ đồng thời không chịu tính bất định tự nhiên của nguồn năng lƣợng sơ cấp nên đặc tính công suất phát không bị ràng buộc mà có thể đáp ứng theo yêu cầu của phụ tải. Ngoài ra, một số công nghệ cũng đƣợc quan tâm phát triển trong thời gian gần đây nhƣ điện địa nhiệt, nhiên liệu sinh khối, pin nhiên liệu và máy phát điện nhiệt kết hợp sử dụng nguồn năng lƣợng hóa thạch… 1.4 Bài toán qui hoạch phát triển HTCCĐ 1.4.1 Tổng quan bài toán qui hoạch HTCCĐ 1.4.1.1 Mục tiêu Mục tiêu của bài toán qui hoạch HTCCĐ là xác định lộ trình nâng cấp thiết bị (đƣờng dây và TBA), bổ sung nguồn cung cấp hay thiết bị bù nhằm đáp ứng yêu cầu phụ tải trong tƣơng lai đồng thời nâng cao hiệu quả kinh tế và các chỉ tiêu kỹ thuật của hệ thống [54][55][57][77][90][150]. Hàm mục tiêu thƣờng xác định qua các chỉ tiêu nhƣ cực tiểu chi phí đầu tƣ xây dựng mới hoặc nâng cấp thiết bị, cực tiểu chi phí bảo dƣỡng và vận hành hay tổn thất công suất và tổn thất điện năng của HTCCĐ. Ngoài ra, một số trƣờng hợp còn bổ sung thêm chỉ tiêu nâng cao chất lƣợng điện năng, độ tin cậy CCĐ và giảm thiểu tác động của môi trƣờng… 1.4.1.2 Những bước cơ bản của bài toán qui hoạch HTCCĐ Nhìn chung, việc giải các bài toán qui hoạch HTCCĐ có thể là một quá trình phức tạp với nhiều nội dung cần nghiên cứu giải quyết. Các tác giả trong [77][150] đề xuất các bƣớc tính toán qui hoạch nói chung và qui hoạch cải tạo HTCCĐ nói riêng nhƣ hình 1.1. 1.4.1.3 Một số bài toán qui hoạch HTCCĐ Các HTCCĐ thƣờng đã đƣợc hình thành và phát triển trong thời gian dài với sơ đồ và cấu trúc nhất định. Do đó, bài toán qui hoạch HTCCĐ thƣờng là bài toán mở rộng và nâng cấp hệ thống đã có nhằm đáp ứng sự phát triển của phụ tải 6