Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật: Nghiên cứu vận hành tối ưu lưới điện phân phối khi sử dụng các nguồn điện phân tán và ứng dụng tại mạng điện Thành Phố Cẩm Phả

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

MAI VIỆT DŨNG NGHIÊN CỨU VẬN HÀNH TỐI ƯU

LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHI SỬ DỤNG

CÁC NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN VÀ ỨNG DỤNG

TẠI MẠNG ĐIỆN TP CẨM PHẢ

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 60520202

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

THÁI NGUYÊN - 2016

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan những vấn đề được trình bày trong bản luận văn này là

những nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, được sự hướng dẫn khoa học của TS

Nguyễn Minh Ý và có tham khảo một số tài liệu. Các số liệu và kết quả nghiên cứu

nêu trong luận văn này là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ một

bản luận văn nào khác.

Tôi xin hoàn toàn chịu trách nhiệm nếu có sử dụng lại kết quả của người khác.

Thái Nguyên, Ngày tháng năm 2016

Học viên

Mai Việt Dũng

LỜI CẢM ƠN

Tôi xin chân thành cảm ơn sự hướng dẫn nhiệt tình của TS. Nguyễn Minh Ý,

giảng viên Bộ môn Hệ thống điện, Trường đại học kỹ thuật công nghiệp Thái Nguyên -

Người chịu trách nhiệm hướng dẫn tôi hoàn thành luận văn này.

Từ đáy lòng mình, tôi xin gửi lời cảm ơn sâu sắc tới các thầy cô đã tham gia

giảng dạy trong khóa học chuyên ngành Kỹ thuật điện, đã tạo mọi điều kiện thuận

lợi giúp tôi hoàn thành khóa học này.

Tôi cũng xin gửi lời cảm ơn tới các cán bộ hành chính của khoa Điện và

Phòng Đào tạo Sau đại học đã giúp đỡ chúng tôi trong quá trình học tập tại trường.

Lời cuối cùng, tôi chân thành cảm ơn sự động viên của gia đình, bạn bè,

đồng nghiệp và những người đã tạo điều kiện rất nhiều cho tôi trong suốt chặng

đường học tập đã qua.

Thái Nguyên, Ngày tháng năm 2016

Học viên

Mai Việt Dũng

iii

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN ........................................................................................................ i

LỜI CẢM ƠN ........................................................................................................... iii

MỤC LỤC .................................................................................................................. iv

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT ..................................................... vii

DANH MỤC BẢNG ............................................................................................... viii

DANH MỤC HÌNH VẼ ............................................................................................. ix

MỞ ĐẦU .................................................................................................................... 1

1. Mục đích nghiên cứu và lý do chọn đề tài .............................................................. 1

2. Đối tượng nghiên cứu và lý do chọn đề tài ............................................................. 2

3. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài ......................................................... 2

4. Phương pháp nghiên cứu ......................................................................................... 3

Chương 1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP CẨM PHẢ

VÀ NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN ................................................................... 4

1.1. Tổng quan về lưới điện phân phối ....................................................................... 4

1.1.1. Định nghĩa Lưới điện phân phối ....................................................................... 4

1.1.2. Phân loại Lưới điện phân phối .......................................................................... 4

1.1.3. Vai trò của Lưới điện phân phối ....................................................................... 5

1.2. Tổng quan về lưới điện phân phối TP Cẩm Phả .................................................. 5

1.2.1. Tổng quan TP Cẩm Phả .................................................................................... 5

1.2.3. Nguồn điện cấp cho Cẩm Phả ........................................................................... 6

1.2.4. Kết luận ............................................................................................................. 6

1.3. Tổng quan về nguồn điện phân tán (DG) ............................................................. 7

1.3.1. Định nghĩa nguồn điện phân tán ....................................................................... 7

1.3.2. Đặc điểm công nghệ nguồn phát điện phân tán ................................................ 8

1.3.3. Mạng điện Microgid .......................................................................................... 9

1.3.4. Một số loại nguồn phát điện phân tán ............................................................. 11

1.3.5. Xu hướng phát triển nguồn phân tán tại Việt Nam ......................................... 28

1.3.6. Kết luận ........................................................................................................... 31

Chương 2. TỐI ƯU HÓA VẬN HÀNH TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN ............... 33

2.1. Đặc tính tiêu hao nhiên liệu của các loại nguồn phát......................................... 33

2.1.1. Nguồn phát thủy điện ...................................................................................... 33

2.1.2. Nhà máy nhiệt điện ......................................................................................... 34

2.1.3. Đặc tính tiêu hao nhiên liệu ............................................................................ 35

2.2. Tối ưu hóa vận hành truyền thống ..................................................................... 36

2.3. Thị trường điện và giá bán điện ......................................................................... 37

2.3.1. Thị trường điện ................................................................................................ 37

2.3.2. Hiện trạng về giá điện ..................................................................................... 42

2.4. Tối ưu hóa vận hành lưới điện trong thị trường điện ......................................... 44

2.5. Mô tả bài toán nghiên cứu .................................................................................. 45

2.6. Phương pháp giải bài toán tối ưu phối hợp các tổ máy phát điện trong thị

trường điện ..................................................................................................... 49

2.7. Kết luận .............................................................................................................. 52

Chương 3. THUẬT TOÁN UNIT DECOMMITTMENT TRONG VẬN

HÀNH TỐI ƯU CÁC TỔ MÁY PHÁT ĐIỆN .......................................... 54

3.1. Đặt bài toán ........................................................................................................ 54

3.1.1. Mô hình bài toán ............................................................................................. 55

3.1.2. Tính toán lợi nhuận trong thị trường điện cạnh tranh ..................................... 57

3.2. Giải quyết bái toán ............................................................................................. 61

3.3. Thuật toán Unit Decommittment ....................................................................... 65

3.3.1. Tính toán công suất dựa vào suất tăng công suất của từng tổ máy ................. 65

3.3.2. Tính toán công suất dựa vào hàm chi phí của tổ máy ..................................... 69

3.3.3. Sơ đồ khối mô tả thuật toán ............................................................................ 72

3.4. Kết luận .............................................................................................................. 73

Chương 4. ỨNG DỤNG THUẬT TOÁN TRONG BÀI TOÁN MINH HOẠ ... 74

4.1. Bài toán minh họa .............................................................................................. 74

4.1.1. Trường hợp thứ nhất ....................................................................................... 76

4.1.2. Trường hợp thứ 2 (TH2) ................................................................................. 82

4.1.3. Trường hợp thứ 3 (TH3) ................................................................................. 88

4.2. Kết luận .............................................................................................................. 93

Chương 5. KẾT LUẬN ........................................................................................... 94

5.1. Kết luận .............................................................................................................. 94

5.2. Kiến nghị ............................................................................................................ 95

TÀI LIỆU THAM KHẢO ...................................................................................... 96

PHỤ LỤC ................................................................................................................. 98

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

CCĐ: Cung cấp điện.

CG: Nguồn phát điện trung tâm.

CN: Phụ tải công nghiệp.

DG: Nguồn điện phân tán.

ĐD: Đường dây.

ĐMT: Điện mặt trời.

LL: Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây của lưới điện.

LPP: Lưới điện phân phối.

NLSK: Năng lượng sinh khối.

PCC: Điểm kết nối chung.

PQ: Nút phụ tải

PV: Nút nguồn phát.

SH: Phụ tải sinh hoạt.

TĐ: Thủy Điện.

TĐN: Thuỷ điện nhỏ.

TM 1: Tổ máy nguồn phân tán số 1.

TM 2: Tổ máy nguồn phân tán số 2.

TM 3: Tổ máy nguồn phân tán số 3.

TM 4: Tổ máy nguồn phân tán số 4.

TM 5: Tổ máy nguồn phân tán số 5.

VI: Đại lượng đặc trưng cho chất lượng điện áp của xuất tuyến.

VP: Hệ số cải thiện chất lượng điện áp của lưới điện

vii

DANH MỤC BẢNG

Bảng 1.1. Dải công suất tương ứng của các công nghệ DG ....................................... 9

Bảng 1.2. Cường độ bức xạ trung bình tháng tại một số khu vực phía Bắc ............. 29

Bảng 1.3. Tổng bức xạ mặt trời của Móng Cái ......................................................... 29

Bảng 1.4. Kế hoạch phát triển nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo .................... 31

giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030 ............................................................. 31

Phụ lục A: Thông số tổ máy phát điện ...................................................................... 98

Phụ lục B: Thông số phụ tải ...................................................................................... 98

Phụ lục C: Thông số giá điện .................................................................................... 99

Phục lục D: Công suất phát các tổ máy sau khi tối ưu bằng thuật toán .................. 101

Phụ lục E: Mã lệnh thuật toán ................................................................................. 104

viii

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1. Sơ đồ phân loại các nguồn phần tán ........................................................ 8

Hình 1.2. Công nghệ điều khiển nối cho lưới điện siêu nhỏ tại Singapore ........... 10

Hình 1.3. Công nghệ điều khiển nối cho lưới điện siêu nhỏ tại Hoa Kỳ .............. 10

Hình 1.4. Sơ đồ nguyên lý hệ thống điện mặt trời ................................................ 11

Hình 1.5. Hệ thống điện mặt trời lớn nhất Việt Nam (tại TP Hồ Chí Minh) ........ 12

Hình 1.6. Hình ảnh một nhà máy điện gió ............................................................ 13

Hình 1.7. Nguyên lý cấu tạo của tổ hợp tua-bin - máy phát điện gió ................... 14

Hình 1.8. Nhà máy điện nhiệt kết hợp ................................................................... 17

Hình 1.9. Nhà máy điện nhiệt kết hợp công suất lớn ............................................ 18

Hình 1.10. Sơ đồ nguyên lý máy phát điện tua-bin khí ........................................... 19

Hình 1.11. Sơ đồ cấu tạo và nguyên lý hoạt động của pin nhiên liệu ..................... 20

Hình 1.12. Công trình xây dựng nhà máy thủy điện nhỏ ........................................ 21

Hình 1.13. Nhà máy điện thủy triều kiểu đập ở cửa sông Rance (Pháp) ................ 23

Hình 1.14. Hệ thống máy phát tua-bin thủy triều .................................................... 23

Hình 1.15. Mô hình phát điện sử dụng khí Biogass ................................................ 25

Hình 1.16. Nhà máy điện sử dụng các dạng năng lượng sinh khối ......................... 25

Hình 1.17. Nguyên lý sản xuất điện từ năng lượng địa nhiệt .................................. 27

Hình 1.18. Nhà máy địa nhiệt điện .......................................................................... 27

Hình 1.19. Dự báo công suất các nguồn phân tán tại Việt Nam đến năm 2030...... 30

Hình 2.1. Sơ đồ thị trường phát điện cạnh tranh ................................................... 40

Hình 2.2. Sơ đồ thị trường bán buôn điện cạnh tranh ........................................... 40

Hình 2.3. Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh ......................................................... 41

Hình 2.4. Biểu đồ giá điện ..................................................................................... 43

Hình 2.5. Lợi nhuận và chi phí .............................................................................. 47

Hình 2.6. Đường cong nhiên liệu đầu vào- công suất phát ra ............................... 48

Hình 3.1. Phối hợp các tổ máy phát điện trên cơ sở thị trường điện ..................... 56

Hình 3.2. Quan hệ giữa Công suất và Giá điện ..................................................... 58

Hình 3.3. Sơ đồ trạng thái của tổ máy với Tjup = 3(h) và Tịdown = 4(h) ................ 61

Hình 3.4. Đồ thị giá điện ....................................................................................... 65

Hình 3.5. Công suất phát theo giá điện λ .............................................................. 66

Hình 3.6. Công suất phát theo khả năng thực tế của máy phát ............................. 67

Hình 3.7. Công suất phát thực tế của máy phát ..................................................... 68

Hình 3.8. Quan hệ giữa công suất và lợi nhuận thực tế khả năng máy phát ......... 69

Hình 3.9. Quan hệ giá điện và công suất ............................................................... 70

Hình 3.10. Quan hệ giữa công suất và lợi nhuận .................................................... 71

Hình 3.11. Quan hệ giữa công suất và lợi nhuận thực tế khả năng máy phát ......... 72

Hình 4.1. Sơ đồ nguyên lý vị trí đặt các nguồn điện ............................................. 75

Hình 4.2. Đồ thị giá điện trong ngày ..................................................................... 76

Hình 4.3. Đồ thị công suất tải trong ngày ............................................................. 77

Hình 4.4. Đồ thị công suất phát khi chưa tối ưu hóa ............................................. 78

Hình 4.5. Đồ thị công suất phát khi tối ưu ............................................................ 79

Hình 4.6. Đồ thị chi phí vận hành các tổ máy ....................................................... 80

Hình 4.7. Doanh thu trong 24h .............................................................................. 81

Hình 4.8. Giá điện trong 24h cho TH2 .................................................................. 82

Hình 4.9. Đồ thị công suất tải cho TH2 ................................................................. 83

Hình 4.10. Đồ thị công suất phát khi chưa tối ưu cho TH2 .................................... 84

Hình 4.11. Công suất phát các tổ máy sau khi tối ưu cho TH2 ............................... 85

Hình 4.12. Chi phí vận hành các tổ máy trong TH2 ............................................... 86

Hình 4.13. Doanh thu trong 24h của các tổ máy ..................................................... 87

Hình 4.14. Giá điện trong 24h của TH3 .................................................................. 88

Hình 4.15. Công suất tải trong 24h của TH3 ........................................................... 89

Hình 4.16. Công suất phát khi chưa tối ưu trong TH3 ............................................ 90

Hình 4.17. Công suất phát các tổ máy sau khi tối ưu trong TH3 ............................ 91

Hình 4.18. Chi phí của các tổ máy trong TH3 ........................................................ 92

Hình 4.19. Doanh thu trong ngày TH3 .................................................................... 93

MỞ ĐẦU

1. Mục đích nghiên cứu và lý do chọn đề tài

Hệ thống truyền tải điện năng có vai trò rất quan trọng trong công cuộc công

nghiệp hoá hiện đại hoá và phát triển kinh tế, xã hội của đất nước. Nhưng trên thế

giới, hệ thống điện truyền thống chủ yếu là nhiệt điện, thủy điện và điện hạt nhân

đang gặp phải rất nhiều vấn đề như sự cạn kiệt nguồn nhiên liệu hóa thạch, hiệu suất

thấp và ô nhiễm môi trường. Những vấn đề này dẫn đến xu hướng sử dụng những

nguồn điện phân tán trong lưới điện phân phối từ những dạng năng lượng mới và tái

tạo, như ga sinh học (biogas), tu-bin gió (wind turbine) pin mặt trời (Photovoltaic),

pin nhiên liệu (fuel cell) hay nguồn nhiệt điện (combined heat and power),…

Những nguồn điện này được gọi chung là nguồn phân tán (distributed generation).

Hệ thống điện Việt Nam cũng không nằm ngoài xu thế đó, với tiềm năng về thủy

điện nhỏ, năng lượng gió, năng lượng mặt trời cao, việc tích hợp các nguồn phân

tán vào hệ thống điện hiện có đã nhận được nhiều sự quan tâm sâu sắc.

Thêm vào đó nguồn phân tán sẽ ngày càng được áp dụng nhiều trong hệ thống

lưới phân phối vì:

- Do thị trường có xu hướng mở cửa cho các nhà đầu tư tham gia ở tất cả các

dạng nguồn năng lượng sơ cấp.

- Nguồn năng lượng hoá thạch đang ngày càng cạn kiệt trong khi ý thức bảo

vệ môi trường của người dân ngày càng tăng lên.

- Nhu cầu của phụ tải phát triển rất nhanh trong khi việc xây dựng các nguồn

phát truyền thống công suất lớn cần nhiều thời gian.

- Nhà cung cấp sử dụng nguồn phân tán để giảm áp lực về đầu tư tái tạo lưới

điện, giảm chi phí nhiên liệu, chi phí vận hành.

- Khách hàng sử dụng nguồn phân tán để giảm bớt gánh nặng công suất vào

giờ cao điểm, giảm tổn hao trong mạng, cải thiện chất lượng điện năng, tăng cường

độ tin cậy và thân thiện với môi trường.

Tuy nhiên, sự xuất hiện của các nguồn phân tán có công suất nhỏ trong hệ

thống điện hiện có cũng đặt ra nhiều vấn đề kỹ thuật cần được quan tâm nghiên cứu,

nhất là trong lưới điện phân phối. Nguyên nhân chính của các vấn đề này là việc

lưới điện phân phối hiện có vốn không được thiết kế tích hợp các nguồn phân tán

với công suất phụ thuộc nhiều vào yếu tố môi trường. Trên lưới điện phân phối khi

thiết kế chỉ bao gồm các phụ tải điện, không có các nguồn điện kết nối vào. Nếu có

nhiều nguồn phân tán được kết nối vào có thể dẫn đến các chế độ vận hành không

phù hợp gây lên tổn thất về điện năng cũng như kinh tế. Đối với những lưới điện cụ

thể, khi tích hợp nguồn phân tán cần phải thực hiện những nghiên cứu mô phỏng để

nhận biết và đề ra các giải pháp nhằm giải quyết các vấn đề vận hành tối ưu hóa các

nguồn điện phân tán trong hệ thống.

Với đề tài: “Nghiên cứu vận hành tối ưu lưới điện phân phối khi sử dụng

các nguồn điện phân tán và ứng dụng tại mạng điện Thành Phố Cẩm Phả” luận

văn mong muốn đóng góp một phần nhỏ những tìm tòi nghiên cứu của mình vào

việc vận hành tối ưu hóa các nguồn phân tán.

2. Đối tượng nghiên cứu và lý do chọn đề tài

2.1. Đối tượng nghiên cứu

Nghiên cứu lưới điện phân phối có sơ đồ phức tạp (hình tia, lưới kín vận

hành hở), xét đến các nguồn phân tán.

2.2. Phạm vi áp dụng

Kết quả nghiên cứu nhằm áp dụng vào thực tế các lưới điện phân phối của

Việt Nam.

2.3. Áp dụng cụ thể

Áp dụng phương pháp nghiên cứu tính toán với lưới phân phối Thành Phố

Cẩm Phả.

3. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài

3.1. Ý nghĩa khoa học của đề tài

- Nghiên cứu, khai thác phần mềm MATLAB để tính toán phối hợp vận hành

các nguồn phân tán.

3.2. Tính thực tiễn của đề tài

Các kết quả nghiên cứu trong đề tài có thể ứng dụng đối với vận hành tối ưu

hóa các nguồn phân tán trong 24h.

4. Phương pháp nghiên cứu

- Phương pháp giải tích kết hợp với mô phỏng bằng phần mềm MATLAB.

- Đưa ra kế hoạch vận hành các nguồn phân tán trong 24h của ngày kế tiếp.

- Đánh giá hiệu quả kinh tế khi vận hành tối ưu hóa các nguồn phân tán trong

lưới điện phân phôi.

Chương 1

TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP CẨM PHẢ

VÀ NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN

1.1. Tổng quan về lưới điện phân phối

1.1.1. Định nghĩa Lưới điện phân phối

Lưới điện phân phối (LPP) là một phần của Hệ thống điện, làm nhiệm vụ phân

phối điện năng từ các trạm trung gian, các trạm khu vực hay thanh cái của nhà máy

điện cấp điện cho phụ tải. LPP là khâu cuối cùng của hệ thống điện đưa điện năng

trực tiếp đến người tiêu dùng. LPP bao gồm lưới điện 110k, lưới điện trung áp và

lưới điện hạ áp. Tính đến nay lưới điện phân phối đã trải khắp các xã trên đất nước,

tuy nhiên còn một số thôn, bản vẫn chưa được dùng điện lưới Quốc gia mà họ vẫn

phải dùng điện từ các thuỷ điện nhỏ hoặc máy phát điện diesel.

1.1.2. Phân loại Lưới điện phân phối

Lưới điện phân phối gồm hai phần:

- LPP trung áp chủ yếu ở các cấp điện áp 6kV, 10kV, 22kV, 35kV, 110kV phân

phối điện cho các trạm biến áp trung áp/hạ áp và các phụ tải cấp điện áp trung áp.

- LPP hạ áp có cấp điện áp 380/220V cấp điện cho các phụ tải hạ áp.

Phân loại LPP trung áp theo 3 dạng:

- Theo đối tượng và địa bàn phục vụ, có 3 loại:

+ Lưới phân phối thành phố;

+ Lưới phân phối nông thôn;

+ Lưới phân phối xí nghiệp.

- Theo thiết bị dẫn điện:

+ Lưới phân phối trên không;

+ Lưới phân phối cáp ngầm.

- Theo cấu trúc hình dáng:

+ Lưới phân phối hở (hình tia) có phân đoạn và không phân đoạn.

+ Lưới phân phối kín vận hành hở;

+ Hệ thống phân phối điện.

1.1.3. Vai trò của Lưới điện phân phối

LPP làm nhiệm vụ phân phối điện năng từ các trạm trung gian, trạm khu vực

hay thanh cái của các nhà máy điện cho các phụ tải điện.

LPP được xây dựng, lắp đặt phải đảm bảo nhận điện năng từ một hay nhiều

nguồn cung cấp và phân phối đến các hộ tiêu thụ điện.

Đảm bảo cung cấp điện tiêu thụ sao cho ít gây ra mất điện nhất, đảm bảo cho

nhu cầu phát triển của phụ tải. Đảm bảo chất lượng điện năng cao nhất về ổn định

tần số và ổn định điện áp trong giới hạn cho phép.

LPP trung áp có tầm quan trọng đặc biệt đối với hệ thống điện:

- Trực tiếp đảm bảo chất lượng điện áp cho phụ tải.

- Giữ vai trò rất quan trọng trong đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho phụ

tải. Có đến 98% điện năng bị mất là do sự cố và ngừng điện kế hoạch lưới phân

phối. Mỗi sự cố trên LPP trung áp đều có ảnh hưởng rất lớn đến sinh hoạt của nhân

dân và các hoạt động kinh tế, xã hội.

- Sử dụng tỷ lệ vốn rất lớn: khoảng 50% vốn cho hệ thống điện (35% cho

nguồn điện, 15% cho lưới hệ thống và lưới truyền tải).

- Tỷ lệ tổn thất điện năng rất lớn: khoảng 40-50% tổn thất điện năng xảy ra

trên LPP. Và tổn thất kinh doanh cũng chỉ xảy ra trên lưới này.

- LPP gần với người dùng điện, do đó vấn đề an toàn điện cũng là rất quan trọng.

1.2. Tổng quan về lưới điện phân phối TP Cẩm Phả

1.2.1. Tổng quan TP Cẩm Phả

Là thánh phố lớn thứ 2 của tỉnh Quảng Ninh, dẫn đầu trong việc khai thác và

sản xuất than của tỉnh. Cẩm Phả có diện tích tự nhiên 486,45 km², địa hình chủ yếu

đồi núi: đồi núi chiếm 55,4% diện tích, vùng trung du 16,29%, đồng bằng 15,01%

và vùng biển chiếm 13,3%; số khách hàng sử dụng điện là 61152. Sản lượng tiêu

thụ điện là: ….. chủ yếu là phục vụ sản xuất kinh doanh than.

1.2.2. Lưới điện phân phối TP Cẩm Phả

- LPP trung áp chủ yếu ở các cấp điện áp 6kV, 22kV, 35kV phân phối điện

cho các trạm biến áp trung áp/hạ áp và các phụ tải cấp điện áp trung áp.

- LPP hạ áp có cấp điện áp 380/220V cấp điện cho các phụ tải hạ áp.

Phân loại LPP trung áp theo 3 dạng:

- Theo đối tượng và địa bàn phục vụ, có 3 loại:

+ Lưới phân phối trung tâm thành phố;

+ Lưới phân phối nông thôn;

+ Lưới phân phối xí nghiệp.

- Theo thiết bị dẫn điện:

+ Lưới phân phối trên không;

+ Lưới phân phối cáp ngầm.

- Theo cấu trúc hình dáng:

+ Lưới phân phối hở (hình tia) có phân đoạn và không phân đoạn.

+ Lưới phân phối kín vận hành hở;

+ Hệ thống phân phối điện.

1.2.3. Nguồn điện cấp cho Cẩm Phả

Nguồn điện cấp cho Cẩm Phả chủ yếu là nguồn điện từ các nhà máy nhiệt điện

như: Nhiệt điện Mông Dương, Nhiệt điện Cẩm Phả, Nhiệt điện Quảng Ninh. Các

nhà máy này sử dụng nguồn nhiên liệu là than đá, được khai thác trực tiếp tại địa

phương. Hiện này nguồn than đá tại Quảng Ninh đang dần cạn kiệt, việc sản xuất

than đá phục vụ cho các nhà máy điện không còn được đảm bảo. Trong năm 2015,

tập đoàn than khoáng sản Việt Nam đã phải tiến hành nhập khẩu than đá từ các

nước khác

Ngoài các nguồn điện truyền thống trên, hiện nay tại thành phố Cẩm Phả

không có nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo nào khác.

1.2.4. Kết luận

Nền kinh tế ngày càng phát triển, đời sống con người ngày càng cao dẫn đến

nhu cầu về điện năng cũng rất lớn. Bên cạnh đó, các nguồn nhiên liệu truyền thống

cung cấp cho các nhà máy điện lớn ngày một cạn kiệt và đã gây ảnh hưởng rất lớn

đến vấn đề ô nhiễm môi trường, biến đổi khí hậu; mặt khác, việc phải xây dựng quá

nhiều các hệ thống đường dây cao áp truyền tải điện năng đi xa rất tốn kém về kinh

tế và cũng gây tổn thất rất lớn.

Nhằm góp phần giảm tải cho các nguồn phát điện trung tâm, giảm vốn đầu tư

và tổn thất công suất trên các lưới điện truyền tải, giảm sự tác động tiêu cực đến

môi trường. Trong những năm gần đây, với khoa học kỹ thuật cao, việc nghiên cứu

và đưa vào thử nghiệm cũng như vận hành các nguồn phát điện có công suất vừa và

nhỏ đã và đang được đặc biệt quan tâm vì nhiều ưu điểm của nó. Những nguồn phát

điện này được bố trí phân tán khắp nơi có thể, làm nhiệm vụ cung cấp điện trực tiếp

cho các phụ tải hoặc được đấu nối vào lưới điện phân phối để cung cấp điện cho

một khu vực phụ tải rộng hơn. Những nguồn phát điện này được gọi là “Nguồn

phân tán”, những ưu điểm nổi bật nhất của nó là: Các nguồn năng lượng sơ cấp của

các nguồn phân tán hầu hết là các dạng năng lượng mới và tái tạo, có trữ lượng rồi

rào, ít gây ảnh hưởng tiêu cực đến môi trường; các nguồn này sản xuất ra điện năng

tại nơi tiêu thụ, như vậy sẽ giảm được tổn thất điện năng, chi phí không phải xây

dựng thêm các lưới truyền tải điện đi xa.

Trên Thế giới, các nguồn phân tán đã được nghiên cứu và ứng dụng rất sớm.

Tại Việt Nam, khái niệm về nguồn phân tán tuy còn mới mẻ nhưng cũng đang được

quan tâm nghiên cứu rất nhiều, có nhiều nghiên cứu đã thành công và được đưa vào

ứng dụng thực tế.

Để tìm hiểu kỹ hơn, trong mục (1.2) sẽ trình bày tổng quan về đặc điểm công

nghệ các dạng nguồn điện phân tán, ưu nhược điểm của chúng và thực trạng các

nguồn điện phân tán tại Việt Nam.

1.3. Tổng quan về nguồn điện phân tán (DG)

1.3.1. Định nghĩa nguồn điện phân tán

Trong những năm gần đây, cùng với sự phát triển của nhiều công nghệ mới,

nhiều loại nguồn điện phân tán đã được ứng dụng thành công. Tốc độ phát triển

kinh tế tăng cao kéo theo đó, nhu cầu về năng lượng tăng cao, các vấn đề bất cập từ

việc phát triển nguồn năng lượng truyền thống, cũng như những ưu điểm của nguồn

điện phân tán, đang là động lực thúc đẩy sự phát triển mạnh mẽ của các DG.

Các tổ chức quốc tế cũng đưa ra những định nghĩa khác nhau về nguồn điện

phân tán. Các định nghĩa đó như sau:

- CIGRE (International Council on Large Electricity Systems) định nghĩa

nguồn điện phân tán là nguồn điện không được quy hoạch tập trung, không được

điều khiển tập trung và thường đấu nối vào lưới điện phân phối với quy mô công

suất nhỏ hơn 50 hoặc 100MW.

- IEA (International Energy Agency) định nghĩa nguồn điện phân tán là nguồn

điện phục vụ trực tiếp phụ tải khách hàng hoặc hỗ trợ cho lưới điện phân phối, được

đấu nối vào hệ thống điện ở các cấp điện áp của lưới phân phối.

- IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers Inc.) định nghĩa

nguồn điện phân tán là nguồn phát điện nhỏ hơn những nhà máy điện trung tâm,

thường nhỏ hơn hoặc bằng 10MW, cho phép đấu nối vào bất kỳ điểm nào trong hệ

thống điện.

- EPRI (Electric Power Research Institute) định nghĩa nguồn điện có công suất

từ vài kW đến 50MW và/hoặc các thiết bị lưu điện có vị trí gần phụ tải khách hàng

hoặc lưới phân phối và các trạm biến áp truyền tải trung gian là những nguồn điện

phân tán.

Như vậy, những định nghĩa về nguồn điện phân tán thường căn cứ vào quy mô

công suất và cấp điện áp đấu nối.

1.3.2. Đặc điểm công nghệ nguồn phát điện phân tán

Hình 1.1. Sơ đồ phân loại các nguồn phần tán

Nguồn phân tán có thể chia ra làm hai nhóm chính theo công nghệ chế tạo:

- Nhóm nguồn năng lượng tái tạo: Điện gió, điện mặt trời, thủy điện nhỏ, điện

sinh khối, địa nhiệt điện, điện thủy triều.

- Nhóm nguồn năng lượng không tái tạo: Động cơ đốt trong (Diesel), pin

nhiện liệu, tua bin hơi.

Trong đó các DG tái tạo đang được ưu tiên thúc đẩy phát triển nhanh chóng do

các tác động tích cực của chúng đến môi trường.

Các công nghệ DG và dải công suất thông thường được chỉ ra trong bảng 1.1.

Bảng 1.1. Dải công suất tương ứng của các công nghệ DG

Loại DG Dải công suất Loại DG Dải công suất

Thủy điện nhỏ 1 - 100MW Điện sinh khối 100kW - 20MW

Thủy điện rất nhỏ 25kW - 30MW Pin nhiên liệu 1kW - 5MW

Điện gió 200W - 3MW Địa nhiệt 5MW - 1000MW

Pin quang điện 20W - 100kW Năng lượng biển 100kW - 1MW

Điện mặt trời 1 - 80MW

1.3.3. Mạng điện Microgid

Với sự đa dạng về các DG như vậy, trong tương lai Mạng Micro - Grid sẽ

chiếm ưu thế.

Các mạng lưới máy phát điện nhỏ trong "Lưới điện micro" (Microgrids) có thể

làm cho lưới điện theo phương thức truyền thông phân phối thay đổi hoàn toàn. Các

lưới điện micro là các mạng lưới cộng đồng nhỏ, cung cấp điện năng và nhiệt năng.

Theo các nhà nghiên cứu, chúng giúp tiết kiệm đáng kể chi phí và giảm phát thải,

mà không gây ra những sự thay đổi lớn về lối sống. Lưới điện micro có thể dễ dàng

tích hợp quy trình sản xuất năng lượng thay thế bởi đây là một mạng điện gồm

nhóm các bộ lưu trữ năng lượng phân tán dưới dạng các máy phát phân tán và các

phụ tải liên kết với nhau qua hệ thống phân phối. Do chi phí của mạng Micro - Gỉd

giảm dần và hiệu quả của chúng gia tăng, các công nghệ này ngày càng trở nên một

phương án lựa chọn quan trọng. Phát thải khí nhà kính cũng có thể được giảm

xuống, nếu các máy phát điện micro được cấp điện bằng hydro, ánh nắng mặt trời

hoặc các tua bin gió nhỏ. Việc thiết lập các máy phát gần nơi có nhu cầu cũng làm

giảm chi phí truyền tải điện từ trạm điện ở xa đến hộ gia đình. Công suất của các

máy phát tương tự với nhu cầu tải - là một đặc điểm rất khác với các hệ thống

truyền thống có các trạm điện khổng lồ phục vụ cho nhiều người sử dụng nhỏ. Các

lưới điện nhỏ hơn có nghĩa là áp dụng được phương pháp tích trữ điện năng không

sử dụng, là điều không thực hiện được đối với các lưới điện lớn. Trong hệ thống

truyền thống, bạn có trạm điện và dòng điện chạy từ trạm điện đến người sử dụng,

và chỉ theo một chiều. Toàn bộ lưới điện được xây dựng quanh dòng điện một

hướng này. Trong hệ thống này, có một lượng nhiệt lớn phát sinh trong quy trình.

Nhiệt năng này chỉ là sản phẩm thải và bị phí hoài. Các "ống khói" khổng lồ, đã trở

thành một bộ phận quen thuộc ở nhiều khu vực của nước Anh, là các tháp làm nguội

và sau đó thải nhiệt thải ra ngoài. Chỉ có 30-40% năng lượng ban đầu được biến đổi

thành điện; 60-70% theo ống khói ra ngoài. Người ta không sử dụng được năng

lượng này vì không có cơ sở nào gần các trạm điện cần đến nhiệt năng. Do đó vận

hành tối ưu hóa các nguồn phân tán trong lưới điện phân phối chính là vận hành

thông minh lưới điện Micro - Grid.

Hình 1.2. Công nghệ điều khiển nối cho lưới điện siêu nhỏ tại Singapore

Hình 1.3. Công nghệ điều khiển nối cho lưới điện siêu nhỏ tại Hoa Kỳ

1.3.4. Một số loại nguồn phát điện phân tán

1.3.4.1. Nguồn điện mặt trời (Solar Power)

Kỹ thuật điện mặt trời đơn giản là cách chuyển quang năng thành điện năng

trực tiếp nhờ các tấm pin mặt trời ghép lại với nhau thành mô đun hay panel. Tấm

pin được đặt dưới một lớp gương nhằm ngăn những tác động từ môi trường. Để có

lượng điện lớn hơn một mảnh pin riêng lẻ có thể tạo ra, người ta gắn kết nhiều

mảnh lại thành một tấm lớn là gọi pin mặt trời. Những cục pin hấp thụ năng lượng

từ ánh sáng mặt trời, tại đó lượng tử ánh sáng tác động đến các electron làm năng

lượng của electron tăng lên và di chuyển tạo thành dòng điện.

Hình 1.4. Sơ đồ nguyên lý hệ thống điện mặt trời

Điện năng do pin Mặt trời sản xuất ra không dùng hết có thể được tích trữ

bằng ắcqui. Đặc điểm chung của nguồn điện này là công suất đặt của một tổ hợp các

tấm pin mặt trời thường khá nhỏ, thường chỉ cấp điện cho các phụ tải quy mô nhỏ

và hoạt động độc lập hoặc chỉ kết nối vào lưới hạ áp. Dòng điện ngắn mạch ngoài

thay đổi nếu cường độ bức xạ mặt trời thay đổi dẫn đến có thể làm thay đổi điện áp

ra ảnh hưởng đến chất lượng điện năng. Để khắc phục điều này có thể kết nối giữa

nguồn cấp và phụ tải thông qua trạm sạc ắc-qui hay bộ biến đổi công suất.

Chế độ phát điện của điện mặt trời phụ thuộc nhiều vào cường độ bức xạ của

mặt trời. Số giờ có nắng trong ngày thường chỉ từ 8h sáng đến 16h chiều (tức là 9h

trong ngày), trong đó cường độ bức xạ cực đại đạt được vào khoảng thời gian từ

11h-13h và cực tiểu vào lúc 8h và 16h. Dựa vào cường độ bức xạ của mặt trời có

thể xác định được công suất phát của điện mặt trời (ĐMT):

(1.1)

Trong đó:

Công suất định mức [kW] Prated

Sản lượng điện tại thời điểm t [kW] PPV

Bức xạ chuẩn , [ mặt trời ] Rrated

Nhiệt độ tiêu chuẩn , [ oC ] Trated

Bức xạ , [ mặt trời ] tại thời điểm t Rt

Nhiệt độ , [ oC ] tại thời điểm t Tt

α Hệ số nhiệt độ , [ μunit / oC ]

Hình 1.5. Hệ thống điện mặt trời lớn nhất Việt Nam (tại TP Hồ Chí Minh)

Ưu điểm của nguồn điện mặt trời:

- Năng lượng mặt trời là nguồn năng lượng tự nhiên không gây ô nhiễm và vô

cùng dồi dào.

- Phát triển ngành công nghiệp sản xuất pin mặt trời sẽ góp phần thay thế các

nguồn năng lượng hóa thạch, giảm phát khí thải nhà kính, bảo vệ môi trường.

- Nguồn quang năng này có thể được sử dụng để sưởi ấm các tòa nhà, đun

nóng nước hoặc sản sinh ra điện năng,…

Nhược điểm:

- Gặp khó khăn trong việc thu thập ánh sáng mặt trời vào những ngày thời tiết

mây mù.

- Chi phí cho việc sản xuất các vật dụng hấp thụ năng lượng mặt trời còn cao.

- Ở Việt Nam, các sản phẩm sử dụng năng lượng mặt trời vẫn chưa được ứng dụng

rộng rãi mà chỉ tập trung tại nông thôn, miền núi - nơi mức sống tương đối thấp.

1.3.4.2. Máy phát điện tua-bin gió (Wind Turbine Generator)

Hình 1.6. Hình ảnh một nhà máy điện gió

Sự nóng lên khắp toàn cầu là một vấn để cấp bách, đòi hỏi chúng ta phải tìm

kiếm và sử dụng các nguồn năng lượng có khả năng tái tạo. Một số nguồn năng

lượng thay thế mà chúng ta có thể lựa chọn bao gồm: năng lượng mặt trời, năng

lượng nước, năng lượng sinh khối và năng lượng gió.

Tất cả các nguồn năng lượng tái tạo đều hình thành do nhiệt sinh ra từ các

bức xạ mặt trời. Gió cũng là một hiện tượng gây ra bởi sự nóng lên của bầu khí

quyển trái đất. Ánh sáng mặt trời chiếu xuống bề mặt trái đất không đồng đều làm

cho khí quyển, nước và không khí nóng lên không đều nhau. Kết quả là, không khí

nóng sẽ di chuyển lên trên, không khí lạnh sẽ di chuyển xuống dưới. Sự chuyển đổi

vị trí giữa không khí nóng và không khí lạnh sẽ tạo thành gió. Năng lượng của gió

có thể được khai thác bằng một nhà máy điện năng lượng gió.

Gió là một nguồn năng lượng có khả năng tái tạo và việc sử dụng nó không

tạo ra các chất độc hại như nhiên liệu hóa thạch. Đây là một trong những dạng năng

lượng mang lại hiệu quả cao nhất, nó có thể trở thành một trong những nguồn năng

lượng chính cho các thế hệ tương lai. Mặc dù năng lượng gió có nhiều ưu điểm,

nhưng nó cũng có những hạn chế riêng.

Hình 1.7. Nguyên lý cấu tạo của tổ hợp tua-bin - máy phát điện gió

Cấu tạo của tua-bin gió (hình 1.15) bao gồm: 1. Cánh quạt (Blades) - gió thổi

qua các cánh quạt làm cánh quạt quay; 2. Rôto (Rotor) - bao gồm các cánh quạt và

trục; 3. Bước răng (Pitch) - Cánh được xoay hoặc làm nghiêng một ít để giữ cho

rotor quay trong gió không quá cao hay quá thấp để tạo ra điện; 4. Bộ hãm (Brake) -

dùng để dừng rotor trong tình trạng khẩn cấp bằng điện, bằng sức nước hoặc bằng

động cơ; 5. Trục quay tốc độ thấp (Low - speed shaft); 6. Hộp số (Gear box) - là

một phần của bộ động cơ và tua-bin gió, có tác dụng làm tăng tốc độ quay của tua-

bin; 7. Máy phát điện (Generato) - phát ra điện; 8. Bộ điều khiển (Cantroller) - khởi

động hoặc tắt động cơ ứng với các vận tốc khác nhau để tránh phát nóng động cơ; 9.

Bộ đo lường (anemometer) - đo tốc độ gió và truyền dữ liệu về tốc độ gió đến bộ

điều khiển; 10. Van gió (wind vane) - để xử lý hướng gió và liên lạc với “yaw

drive” để định hướng tua-bin; 11. Vỏ (Nacelle) - bao gồm rô to và vỏ bọc ngoài,

toàn bộ được đặt trên đỉnh trụ; 12. Trục truyền động của máy phát ở tốc độ cao

(High speed shaft); 13. Truyền động lệch (Yaw drive) - giữ cho rô to luôn hướng về

hướng gió chính khi có sự thay đổi hướng gió; 14. Mô-tơ lệch (Yaw motor) - động

cơ cung cấp cho “yaw drive” định được hướng gió; 15. Trụ đỡ “nacelle” (Tower) -

được làm bằng thép hình trụ hoặc thanh giằng bằng thép.

Loại máy phát điện thông dụng nhất được dùng cho tổ tua-bin - máy phát

điện gió là máy phát điện không đồng bộ.

Gần đây, công nghệ nghịch lưu hiện đại đã được áp dụng trong các hệ thống

điều chỉnh tốc độ và công suất đầu ra có thể được giữ gần như không đổi so với sự

thay đổi tốc độ gió.

Công suất cơ lấy ra từ tua-bin gió phụ thuộc vào diện tích quét của cánh quạt

và tỉ lệ bậc 3 với tốc độ gió, theo công thức sau:

(1.2)

Trong đó:

Mật độ không khí, kg/m3 

A Diện tích quét gió của cánh quạt, m2

v Tốc độ gió, m/s;

Cp Hệ số công suất cơ của tua-bin gió (Cp = 0,20,5).

Ưu điểm của máy phát điện tua-bin gió:

- Năng lượng gió là nhiên liệu sinh ra bởi gió, vì vậy nó là nguồn nhiên liệu

sạch. Năng lượng gió không gây ô nhiễm không khí so với các nhà máy nhiệt điện

dựa vào sự đốt cháy nhiên liệu than hoặc khí ga.

- Năng lượng gió có ở nhiều vùng. Do đó nguồn cung cấp năng lượng gió

của đất nước thì rất phong phú.

- Năng lượng gió là một dạng năng lượng có thể tái tạo lại được mà giá cả lại

thấp do khoa học tiến tiến ngày nay. Khoảng 4 đến 6 cent/kWh.Điều đó còn tuỳ

thuộc vào nguồn gió, tài chính của công trình và đặc điểm của công trình.

- Tuabin gió có thể xây dựng trên các nông trại, vì vậy đó là một điều kiện

kinh tế cho các vùng nông thôn, là nơi tốt nhất về gió mà có thể tìm thấy. Những

người nông dân và các chủ trang trại có thể tiếp tục công việc trên đất của họ bởi vì

tuabin gió chỉ sử dụng một phần nhở đất trồng của họ, chủ đầu tư năng lượng gió

chỉ phải trả tiền bồi thường cho những nông dân và chủ các trang trại mà có đất sử

dụng việc lắp đặt các tuabin gió.

Nhược điểm:

- Năng lượng gió phải cạnh tranh với các nguồn phát sinh thông thường ở một

giá cơ bản. Điều đó còn phụ thuộc vào nơi có gió mạnh như thế nào.Vì thế nó đòi

hỏi vốn đầu tư ban đầu cao hơn các máy phát điện chạy bằng nhiên liêu khác.

- Năng lượng gió là một nguồn năng lượng không liên tục và nó không luôn

luôn có khi cần có điện. Năng lượng gió không thể dự trữ được và không phải tất cả

năng lượng gió có thể khai thác được tại thời điểm mà có nhu cầu về điện.

- Những nơi có năng lượng gió tốt thường ở những vị trí xa xôi cách thành

phố, nhưng những nơi đó lại cần điện.

1.3.4.3. Máy phát điện đồng phát mini (CHP: Combined Heat & Power)

Nhà máy điện đồng phát mini hay còn gọi là điện nhiệt kết hợp (CHP:

Combined Heat & Power) thường có công suất phát điện từ vài MWe tới vài chục

MWe. Nhà máy loại này không những chỉ phát ra điện mà còn phát ra nguồn nhiệt

hữu ích sử dụng cho các nhu cầu mục đích khác nhau. Nguồn nhiệt hữu ích đó được

tận dụng lại từ nguồn khí thải của các nguồn động lực từ các tuabin hơi - khí, từ

động cơ nhiệt hoặc không chuyển đổi tất cả năng lượng nhiệt thành điện và trích

một phần nhiệt cho mục đích sử dụng khác như cấp nước nóng, nguồn gia nhiệt,

sưởi ấm, cấp hơi…

Hình 1.8. Nhà máy điện nhiệt kết hợp

Thực trạng hiện nay, tại các cơ sở sản xuất công nghiệp có sử dụng nồi hơi

làm nguồn cung cấp hơi nước cho nhu cầu kỹ thuật đang lảng phí rất lớn do đầu tư

các thiết bị không đồng bộ từ khi xây dựng mua sắm, hoặc do thay đổi cơ cấu sản

xuất trong quá trình sản xuất kinh doanh. Các nhà khoa học thế giới đã nghiên cứu,

chế tạo thành công máy phát điện vận hành dựa trên sự lảng phí năng lượng từ các

nồi hơi tại doanh nghiệp. Theo khảo sát tính toán, trung bình tại các nồi hơi có công

suất 4 tấn hơi/giờ trở lên, nếu lắp đặt loại máy phát điện này thì mỗi tấn hơi, ngoài

việc phục vụ cho yêu cầu kỹ thuật của dây chuyền sản xuất, còn tạo ra 50-60 kw

điện. Như vậy, nếu đầu tư lắp đặt nhà máy phát điện mini, doanh nghiệp vừa tự chủ

tạo ra nguồn điện tại chổ phục vụ cho nhu cầu sản xuất kinh doanh của mình, góp

phần giảm sự quá tải về nhu cầu điện năng trong tổng nhu cầu tiêu thụ điện của

quốc gia, trường hợp dư thừa có thể bán cho các hộ tiêu dung khác. Mặt khác,

doanh nghiệp đã sử dụng hiệu quả nguồn nhiên liệu, vốn giá cả đang ngày càng tăng

cao và trữ lượng cũng ngày càng cạn kiệt.

Rõ ràng là khi đầu tư lắp đặt loại mát phát điện công nghệ mới, doanh nghiệp

đã mang lại hiệu quả kinh tế cho mình, tạo điều kiện giảm giá thành sản phẩm, tăng

khả năng cạnh tranh cho doanh nghiệp trên thị trường trong nước và thị trường thế

giới, đồng thời doanh nghiệp cũng đã thực hiện tốt chủ trương của Đảng và Nhà

nước về việc sử dụng hiệu quả các nguồn năng lượng, góp phần giảm áp lực cho

ngành điện về sự thiếu hụt sản lượng điện và tìm kiếm nguồn đầu tư để xây mới các

nhà máy phát điện khác. Triển khai ứng dụng công nghệ mới, với việc lắp đặt máy

phát điện tận dụng năng lượng dư của nồi hơi, doanh nghiệp cũng đang góp phần

mình vào sự nghiệp đa dạng hóa và xã hội hóa thị trường cung ứng điện cho nền

kinh tế nước nhà.

Hình 1.9. Nhà máy điện nhiệt kết hợp công suất lớn

Công nghệ mới đã được nhiều nước trên thế giới áp dụng và đã mang lại hiệu

quả lớn cho cả doanh nghiệp và tổng thể quốc gia. Kinh nghiệm trên thế giới về

việc triển khai đề án lắp đặt loại thiết bị này đã cung cấp một sản lượng điện tương

đương với nhà máy phát điện công suất lớn hàng ngàn Mega Oat (Mw.).

1.3.4.4. Máy phát điện tua-bin khí (Gas turbine Generator)

Công nghệ tua-bin khí là những tua-bin nhỏ có động cơ sử dụng nhiên liệu là

khí sinh học, khí ga tự nhiên, khí đốt, dầu lửa.

Tua-bin khí là một động cơ nhiệt, biến đổi nhiệt năng thành cơ năng. Không

khí được hút vào và nén tới áp suất cao nhờ một máy nén. Nhiên liệu cùng với

không khí được đưa vào buồng đốt để đốt cháy, khí cháy sau khi ra khỏi buồng đốt

sẽ được đưa vào để làm quay tua-bin. Năng lượng cơ học của tua-bin một phần sẽ

được đưa về quay máy nén, một phần khác đưa ra quay tải ngoài, như cánh quạt làm

mát, máy phát điện,… Khi đầu phía tua-bin được nối với máy phát điện trực tiếp

hoặc qua bộ giảm tốc, ta sẽ có máy phát điện tua-bin khí.

Hình 1.10. Sơ đồ nguyên lý máy phát điện tua-bin khí

Máy phát điện tua-bin khí thường được sử dụng với công suất trên 1MW, tuy

nhiên ngày nay có thể sử dụng các module nhỏ hơn với công suất từ 20kW đến

500kW.

Ưu điểm của máy phát tua-bin khí:

+ Chi phí đầu tư thấp và giá thành thấp hơn một số công nghệ nguồn

phân tán khác.

+ Độ bền cao, ít phải bảo dưỡng.

+ Thuận tiện trong lắp đặt cũng như bảo dưỡng.

Nhược điểm của máy:

+ Gây tiếng ồn lớn, đòi hỏi về cách âm cao.

+ Hiệu suất năng lượng thấp so với một số loại DG khác.

1.3.4.5. Pin nhiên liệu (Fuel Cells)

Pin nhiên liệu là một thiết bị điện hóa mà trong đó biến đổi hóa năng thành

điện năng nhờ quá trình oxy hóa nhiên liệu, nhiên liệu thường dùng ở đây là khí H2

và khí O2 hoặc không khí. Quá trình biến đổi năng lượng trong pin nhiên liệu là trực

tiếp từ hóa năng sang điện năng theo phản ứng hóa học: H2 + O2 = H2O + Dòng

điện, có nhờ các chất xúc tác, thường là các màng platin nguyên chất hoặc hỗn hợp

platin, hoặc các chất điện phân như kiềm, muối cacbonat, oxi rắn,…

Hình 1.11. Sơ đồ cấu tạo và nguyên lý hoạt động của pin nhiên liệu

Các loại pin nhiên liệu đều cùng chung một nguyên tắc được mô tả dựa vào tế

bào nhiên liệu PME (Proton exchange membrane - tế bào nhiên liệu màng trao đổi

bằng proton). Các hệ thống pin nhiên liệu được phân loại bằng nhiều cách khác

nhau, thông thường chúng được phân loại theo chất điện phân. Theo cách này, pin

nhiên liệu có 6 loại chính: AFC (Alkaline Fuel Cell - tế bào nhiên liệu kiềm);

PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cell - trao đổi hạt nhân qua mạng lọc),

công suất đạt khoảng 3kW đến 250kW; PAFC (phosphoric Acid Fuel Cell - tế bào

nhiên liệu axit phosphoric), công suất đạt khoảng 100kW đến 200kW; MCFC

(Molten Carbonate Fuel Cell - tế bào nhiên liệu carbonat nóng chảy), công suất đạt

khoảng 250kW đến 10MW; SOFC (Solid Oxide Fuel Cell - tế bào nhiên liệu oxit

rắn), công suất đạt khoảng 1kW đến 10MW; DMFC (Dierect Methanol Fuel Cell -

tế bào nhiên liệu methanol trực tiếp), công suất đạt khoảng 300kW đến 2,8MW.

Ưu điểm của pin nhiên liệu:

+ Hiệu suất cao hơn các nguồn phát thông thường, đạt từ (40 ÷ 70)%.

+ Không gây tiếng ồn.

+ Không phát thải khí gây hiệu ứng nhà kính và ô nhiễm môi trường.

Nhược điểm:

+ Cần dòng điện tử trên bề mặt để điều chỉnh điện áp ra.

+ Chất đốt Hidro khó bảo quản và vận chuyển.

+ Các pin nhiên liệu cần có tuổi thọ tối thiểu 40.000h với các ứng dụng

trong các công trình về trạm phát điện. Đây là một ngưỡng khó vượt qua với công

nghệ hiện hành.

+ Pin nhiên liệu có thể tích cồng kềnh, giá thành cao.

1.3.4.6. Thủy điện nhỏ (Small Hydro Turbines)

Thủy điện nhỏ (TĐN) là thủy điện có công suất ≤ 30MW. Thủy điện nhỏ ở

nước ta chủ yếu là loại hình lợi dụng trực tiếp dòng chảy, không tạo thành hồ chứa

hoặc hồ chứa dung tích nhỏ. Loại thủy điện này thường bao gồm các đập nhỏ và

hầu như không gây ảnh hưởng đến môi trường. Những nhà máy thủy điện kiểu này

được thiết kế với cột nước thấp, nằm trên những dòng sông nhỏ với độ dốc không

lớn lắm và có thể sử dụng toàn bộ lưu lượng dòng sông hoặc một phần lưu lượng.

Việc xây dựng một trạm TĐN không ảnh hưởng nhiều đến cuộc sống của dân cư

xung quanh, đến môi trường, quy hoạch lãnh thổ, ô nhiễm đất đai...

Hình 1.12. Công trình xây dựng nhà máy thủy điện nhỏ

Đặc điểm của TĐN là công suất ở mỗi thời điểm phụ thuộc vào lưu lượng

nước thiên nhiên, hầu như không đổi trong phạm vi một ngày đêm. Vì vậy công

suất của cả trạm TĐN trong một ngày đêm có thể coi là cố định và luôn làm việc ở

phần gốc của đồ thị phụ tải. Do không có khả năng điều tiết nên công suất thiết kế

và công suất đảm bảo là cố định trong ngày đêm, trong những ngày khác nhau thì

công suất khác nhau tùy theo điều kiện thủy văn.

Do tính đa dạng của TĐN, đáp ứng nhu cầu sử dụng của nhiều đối tượng khác

nhau và tùy thuộc vào quy mô công suất, TĐN cũng được phân thành 3 loại: thủy

điện nhỏ (small hydropower), thủy điện mini (mini hydropower) và thủy điện cực

nhỏ (micro hydropower).

Ở nước ta, nguồn thủy năng này phân bố chủ yếu ở vùng núi phía Bắc, miền

Trung, Tây Nguyên, rất thuận lợi cho quá trình Điện khí hóa nông thôn, đặc biệt là

các khu vực xa lưới có mật độ phụ tải nhỏ.

Ưu điểm của thủy điện nhỏ:

+ Chi phí nhân công thấp vì các nhà máy điện này thường được tự động hóa

cao, công nhân làm việc tại chỗ lúc vận hành bình thường ít.

+ Tuổi thọ của nhà máy lớn hơn các nhà máy nhiệt điện.

+ Lợi ích lớn nhất mà TĐN đem lại là hạn chế giá thành nhiên liệu, tận dụng

tối đa nguồn tài nguyên sẵn có.

+ Có sức cạnh tranh về giá so với các nguồn năng lượng khác.

Nhược điểm:

+ Phải vận hành theo mùa và phụ thuộc vào thiên nhiên.

+ Có thể làm ảnh hưởng đến môi trường dòng sông dưới hạ lưu.

+ Ảnh hưởng đến cân bằng sinh thái.

1.3.4.7. Năng lượng điện thủy triều (Tidal Energy)

Công nghệ sản xuất điện từ năng lượng thủy triều được chia thành 2 dạng

chính: xây đập thủy triều (barrage systems) và loại sử dụng máy phát tua-bin (tidal

stream gennerators).

Công nghệ xây đập thủy triều được phát triển nhiều thập kỷ trước ở các nước

như Pháp và Canada. Với công nghệ này, điện thủy triều hoạt động giống như TĐN,

điểm khác biệt là thủy triều có hai dòng nước lên và nước xuống. Khi thủy triều lên

thì mực nước biển cao hơn mực nước cửa sông (hay hồ chứa), còn khi thủy triều

xuống thì ngược lại, mực nước biển lại thấp hơn mực nước cửa sông (hay hồ chứa).

Trong cả hai trường hợp, sự chênh lệch mực nước tạo thành dòng nước làm quay

tua-bin và chạy máy phát để phát ra điện.

Biển

Tua-bin & Máy phát

Sông Rance

Hình 1.13. Nhà máy điện thủy triều kiểu đập ở cửa sông Rance (Pháp)

Công nghệ hiện nay chủ yếu sử dụng máy phát tua-bin, trong đó các chuyển

động lên xuống của thủy triều tạo ra dòng chảy làm quay cánh tua-bin để chạy

máy phát. Các tua-bin thủy triều có hình dạng rất giống với các tua-bin của máy

phát điện chạy bằng sức gió, chỉ khác về nguồn năng lượng sơ cấp làm quay

cánh tua-bin.

Hình 1.14. Hệ thống máy phát tua-bin thủy triều

Hệ thống máy phát - tua-bin (hình 1-14) được cố định xuống đáy biển, mỗi hệ

thống thường có hai tua-bin kép, nhìn giống như một chiếc “cối xay” dưới nước.

Những chiếc “cối xay” này sẽ được định hướng nhằm tận dụng được nhiều nhất

năng lượng từ dòng chảy thủy triều.

Ưu điểm của năng lượng thủy triều:

- Công nghệ điện thủy triều kiểu đập:

+ Cải thiện giao thông: Tận dụng đập làm cầu giao thông qua sông.

+ Nguồn năng lượng vô tận, không phát thải khí nhà kính.

- Công nghệ sử dụng máy phát tua-bin:

+ Không làm ảnh hưởng đến hệ sinh thái, cảnh quan môi trường.

+ Không phát thải khí nhà kính.

Nhược điểm:

- Công nghệ điện thủy triều kiểu đập:

+ Làm thay đổi mức thủy triều, tác động đến quá trình lắng đọng trầm tích và

độ đục của nước tại lưu vực cửa sông.

- Công nghệ sử dụng máy phát tua-bin:

+ Đòi hỏi công nghệ cao, chống chọi được với triều cường và gió bão ngoài biển.

+ Ảnh hưởng đến giao thông đường biển.

+ Vốn đầu tư lớn.

1.3.4.8. Năng lượng sinh khối (Biomass Energy)

Sinh khối bao gồm cây cối tự nhiên, cây trồng công nghiệp, tảo và các loài

thực vật khác, hoặc là những bã nông nghiệp và lâm nghiệp. Sinh khối cũng bao

gồm cả những vật chất được xem như chất thải từ quá trình sản xuất thức ăn nước

uống, bùn/nước cống, phân bón, sản phẩm phụ gia (hữu cơ) công nghiệp và các

thành phần hữu cơ của chất thải sinh hoạt.

Trong tài liệu [10] đã nêu cụ thể về phân loại cũng như công nghệ của năng

lượng sinh khối. Theo đó, sinh khối được chia làm hai nhóm, trên cạn và dưới nước.

Đồng thời, công nghệ để làm biến đổi sinh khối thành năng lượng cũng bao gồm hai

loại là nhiệt hóa và sinh hóa. Mỗi loại có những tính chất khác nhau, ưu nhược điểm

khác nhau.

Hình 1.15. Mô hình phát điện sử dụng khí Biogass

Nhiên liệu sinh khối có thể ở dạng rắn, lỏng, khí,… được đốt để phóng thích

năng lượng. Sinh khối, đặc biệt là gỗ, than gỗ cung cấp phần năng lượng đáng kể

trên thế giới. Hiện nay, gỗ vẫn được sử dụng làm nhiên liệu phổ biến ở các nước

đang phát triển. Sinh khối cũng có thể chuyển thành dạng nhiên liệu lỏng như

mêtanol, êtanol dùng trong các động cơ đốt trong; hay dạng khí sinh học (biogas)

ứng dụng cho nhu cầu năng lượng ở quy mô gia đình.

Hình 1.16. Nhà máy điện sử dụng các dạng năng lượng sinh khối

Ưu điểm của năng lượng sinh khối (NLSK):

+ Phát triển nông thôn là một trong những lợi ích chính của việc phát triển NLSK.

+ Thúc đẩy sự phát triển công nghiệp năng lượng, công nghiệp sản xuất các

thiết bị chuyển hóa năng lượng,...

+ Là dạng năng lượng tái tạo có trữ lượng lớn, giúp giảm sự phụ thuộc vào các

dạng năng lượng hóa thạch truyền thống đang cạn kiệt.

+ Vừa giảm lượng giác thải, vừa biến chúng thành sản phẩm hữu ích.

+ Phát triển NLSK làm giảm biến đổi khí hậu, sức ép cho các bãi rác, …

+ NLSK có điểm chớp cháy cao, đốt cháy hoàn toàn, an toàn trong tồn chứa

và sử dụng.

Nhược điểm của NLSK:

+ NLSK tác động đến môi trường. Khí đốt các nguồn sinh khối phát thải vào

không khí bụi và khí sulfurơ (SO2). Mức độ phát thải phụ thuộc vào nguyên liệu,

công nghệ và biện pháp kiểm soát ô nhiễm.

+ Sản xuất năng lượng từ gỗ sẽ gây thêm áp lực cho rừng [9].

1.3.4.9. Năng lượng địa nhiệt (Geothermal Energy)

Năng lượng địa nhiệt là năng lượng được tách ra từ nhiệt trong lòng trái đất.

Năng lượng này có nguồn gốc từ sự hình thành ban đầu của hành tinh, từ hoạt động

phân hủy phóng xạ của các khoáng vật, và từ năng lượng mặt trời được hấp thụ tại

bề mặt trái đất. Chúng đã được sử dụng để nung và tắm kể từ thời La Mã cổ đại,

nhưng ngày nay nó được dùng để phát điện.

Hiện nay có ba loại nhà máy địa nhiệt điện: hơi nước, nước nóng, và chu trình.

Nhà máy địa nhiệt điện hơi nước sử dụng hơi nước được khai thác trực tiếp từ

các nguồn nhiệt dưới lòng đất. Hơi nước được dẫn qua các đường ống dẫn trực tiếp

từ các giếng ngầm đến các nhà máy điện, tại đó nó được dẫn đến làm quay tua-bin

để chạy máy phát điện.

Hình 1.17. Nguyên lý sản xuất điện từ năng lượng địa nhiệt

Nhà máy địa nhiệt điện sử dụng nước nóng là phổ biến nhất. Người ta sử dụng

nguồn nước nóng được khoan từ dưới đất với nhiệt độ hơn 182 0C. Lượng nước rất

nóng này phun từ dưới đất lên qua các giếng trên mặt đất dưới áp lực của chính nó.

Khi dòng nước nóng lên đến mặt đất, áp suất giảm và một lượng nước sôi sau đó

bốc thành hơi. Sau đó hơi nước được tách ra khỏi nước và được sử dụng để quay

tua-bin máy phát điện. Lượng nước còn sót lại và hơi nước ngưng tụ được bơm trở

lại vào lòng đất để có thể tiếp tục sử dụng một cách hiệu quả.

Hình 1.18. Nhà máy địa nhiệt điện

Đối với các nhà máy địa nhiệt điện chu trình, sử dụng nước có nhiệt độ thấp

hơn nhiệt độ từ 1070C đến 1820C. Các nhà máy này dùng lượng nhiệt từ nước nóng

để đun sôi một chất lỏng dẫn động, thường là một hợp chất hữu cơ có điểm sôi thấp.

Chất lỏng dẫn động bay hơi trong một bình trao đổi nhiệt và lượng hơi đó được sử

dụng để quay tua-bin. Nước sau đó được bơm vào mặt đất để làm nóng trở lại.

Nước và chất lỏng dẫn động được bảo quản và tách ra trong toàn bộ quá trình

hoạt động của nhà máy, do đó quy trình sản xuất điện này không có khí thải.

Ưu điểm của năng lượng địa nhiệt:

+ Năng lượng địa nhiệt không phụ thuộc vào giá cả nhiên liệu.

+ Khai thác năng lượng địa nhiệt có hiệu quả về kinh tế, có khả năng

thực hiện và thân thiện với môi trường.

+ Công nghệ này có khả năng giúp giảm thiểu sự nóng lên toàn cầu nếu

nó được triển khai rộng rãi.

+ Điện địa nhiệt được xem là bền vững vì sự tách nhiệt chỉ là một phần

nhỏ so với lượng nhiệt của Trái Đất.

Nhược điểm của năng lượng địa nhiệt:

+ Việc xây dựng các nhà máy phát điện có thể ảnh hưởng ngược lại đến

sự ổn định nền đất của khu vực xung quanh.

+ Chi phí ban đầu cao do phải khoan thăm dò tìm nguồn nhiệt.

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

Cường độ bức xạ (W/m2)

Vị trí

TT

Giờ

quan sát

T10

T11

T12

6.5

211 146

155

101

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

i á h T

n ê y u g N

15.5

388 681 860 175 461 365

1068

681

454

271

18.5

156

6.5

115 146 183

193

197

193

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

c ắ B

n ạ K

15.5

770 700 835 1001 1295 1368 1158 1120

942

731

554

441

18.5

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

1 2 3 4 5 6

Tháng MJ/m2.ngày 18,81 19,11 17,60 13,57 11,27 9,37

7 8 9 10 11 12

Tháng 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).

Hình 1.19. Dự báo công suất các nguồn phân tán tại Việt Nam đến năm 2030

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

Giai đoạn khai thác trong quy hoạch

Loại năng lượng và tiềm năng

(MW)

Tổng tiềm

Tổng

Tổng tiềm

năng kinh tế

TT

khai

năng kinh tế

- kỹ thuật

2011-

2016-

2021-

2026-

Loại năng lượng

thác

- kỹ thuật

khai thác

2015

2020

2025

2030

(2011-

(MW)

(2011-2030)

2030)

(%)

340

1 Địa nhiệt

81,22

2 Mặt trời

7,4

2,5

4,5

2185

3 Gió

316

898 1594

1594

Thủy triều

501

Sinh khối

100

210

319

6 Khí sinh học và

466

181

từ bãi rác

Thủy điện nhỏ

1209 1679 2179

2829

Tổng

3573,2

1479 2879 4279

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

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: (Nhiệt điện than); (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:

(2.1)

Trong đó

các hệ số hồi quy được tính toán từ đặc tính thực nghiệm suất ai, bi, ci

tiêu hao nhiên liệu của nguồn thứ i

công suất phát của nguồn thứ i. Pi

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.

(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:

(2.3)

Trong đó

các hệ số hồi quy được tính toán từ đặc tính thực nghiệm suất ai, bi, ci

tiêu hao nhiên liệu của nguồn thứ i

công suất phát của nguồn thứ i. Pi

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

(2.4)

Trong đó:

công suất tiêu thụ phía tải của đường dây PD

tổn hao công suất trên đường dây PD

- Điều kiện về giới hạn của mỗi tổ máy:

Công suất phát mỗi tổ máy đều nằm trong giới hạn vật lý

(2.5)

Trong đó:

Pi(max); Pi(min) các giới hạn công suất của nhà máy thứ i.

- Giới hạn công suất truyền tải trên đường dây:

Tùy theo tiết diện và chủng loại từng đường dây sẽ chịu được một lượng công

suất truyền tải nhất định.

(2.6)

Trong đó:

dòng điện truyền tải trên đường dây và dòng điện lớn nhất mà

dây dẫn có thể chịu được

- Giới hạn về điện áp nút:

(2.7)

Trong đó:

giới hạn điện áp tại nút

- Yêu cầu về dự phòng quay, dự phòng tĩnh…

2.3. Thị trường điện và giá bán điện

2.3.1. Thị trường điện

Thị trường điện lực (TTĐL) được hình thành đầu tiên ở Anh vào thập niên 90

của thế kỷ trước do việc không đảm bảo chất lượng điện năng của ngành điện các

nước trên toàn thế giới. Điều kiện hình thành TTĐL không những chỉ phụ thuộc vào

chính sách về kinh tế, xã hội của Nhà nước mà còn được quyết định bởi điều kiện

kỹ thuật, công nghệ của hệ thống điện. Có nhiều điểm khác nhau về TTĐL tuy

nhiên về cơ bản TTĐL là việc hộ tiêu thụ cuối tiêu thụ điện năng từ các nhà máy

sản xuất điện thông qua hệ thống truyền tải điện (được xem như độc quyền tự

nhiên) hình thành lên thị trường điện bán buôn giữa các nhà máy điện và thị trường

điện bán lẻ cho các hộ tiêu thụ điện năng.

Tính đến nay, trong đa số các ngành trong nền kinh tế Việt Nam đã chuyển đổi

sang kinh tế thị trường, còn ngành điện vẫn ở thế độc quyền, đang vận hành theo

mô hình liên kết dọc truyền thống. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) hiện đang

sở hữu phần lớn các nhà máy điện, nắm giữ toàn bộ khâu truyền tải, phân phối và

kinh doanh bán lẻ điện. Tổng Công ty mua bán điện thuộc EVN là đơn vị duy nhất,

mua điện của tất cả các nhà máy điện (trong và ngoài EVN ) và bán điện cho tất cả

các hộ tiêu thụ điện trên toàn quốc. Cơ chế hoạt động như vậy vừa là độc quyền

mua vừa độc quyền bán, chưa thể gọi là cạnh tranh được. Tóm lại, cho đến nay

EVN vẫn là tổ chức duy nhất độc quyền kinh doanh điện trong toàn quốc, chưa có

sự cạnh tranh ở bất cứ hoạt động nào trong các khâu của ngành điện.

Một đặc điểm đáng quan tâm, trong những năm gần đây hoạt động của EVN

kém hiệu quả, sản xuất kinh doanh thua lỗ, nợ nần, dẫn tới thiếu nguồn vốn cho đầu

tư phát triển, vay vốn rất khó khăn, thiếu minh bạch và kém lòng tin với khách hàng

mỗi khi đề xuất việc tăng giá điện. EVN hoạt động yếu kém, do nguyên nhân về

quản lý của doanh nghiệp và quản lý vĩ mô của Bộ chủ quản và Nhà nước, sự phát

triển chậm chạp thị trường điện cạnh tranh, để EVN nắm giữ độc quyền kinh doanh

điện quá lâu.

Phát triển thị trường điện cạnh tranh là xu hướng phát triển chung của các

nước trên thế giới, là động lực cho hoạt động hiệu quả trong sản xuất kinh doanh

điện và phát triển kinh tế xã hội. Ngành điện Việt Nam không có con đường nào

khác, phải nhìn thẳng vào sự thật để tìm mọi giải pháp hữu hiệu đẩy nhanh phát

triển thị trường điện canh tranh.

Chính phủ Việt Nam đã nhận thức được: Hình thành và phát triển thị trường

điện cạnh tranh là chiến lược phát triển dài hạn của ngành điện Việt Nam, đã thể

hiện trong Luật Điện lực năm 2004 và được cụ thể hóa trong Quyết định

26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về lộ trình

và các điều kiện hình thành phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam.

Theo quyết định trên, thị trường điện Việt Nam sẽ hình thành và phát triển theo 3

cấp độ:

Thị trường phát điện cạnh tranh (giai đoạn 2005-2014)

Thị trường bán buôn cạnh tranh (giai đoạn 2014-2022)

Thị trường bán lẻ cạnh tranh (giai đoạn sau năm 2022)

Thành phần tham gia vào thị trường điện gồm:

Công ty Phát điện: là các công ty kinh doanh trong lĩnh vực điện năng, chủ

yếu bán điện cho thị trường. Các công ty này nắm giữ các nguồn điện trong hệ

thống điện.

Công ty Truyền tải: là các công ty kinh doanh trong lĩnh vực điện năng, không

chỉ bán điện cho thị trường mà các công ty này còn phải mua điện từ các công ty

phát điện. Thông qua hệ thống đường dây truyển tải xa, các công ty truyển tải bán

điện cho hệ thông điện phân phối. Tuyến đường dây họ sử dụng chủ yếu ở cấp điện

áp 220kV và 500kV.

Công ty Điện lực: là các công ty bán điện ở lưới phân phối, hiện nay là các

công ty thuộc tập đoàn điện lực quản lý, mua điện từ lưới truyền tải và phân phối

điện tới khách hàng qua hệ thống lưới phân phối từ cấp điện áp 110kV trở xuống.

Thị trường phát điện cạnh tranh: Là cấp độ đầu tiên của thị trường điện cạnh

tranh ở Việt Nam. Trong giai đoạn này, chỉ có cạnh tranh trong khâu phát điện,

chưa có cạnh tranh trong khâu bán buôn và bán lẻ điện. Khách hàng sử dụng điện

chưa có cơ hội lựa chọn đơn vị bán điện cho mình. Các đơn vị phát điện sẽ cạnh

tranh bán điện cho một đơn vị mua buôn duy nhất (Công ty mua bán điện trực thuộc

EVN ) trên thị trường giao ngay và qua hợp đồng mua bán điện dài hạn. Cục Điều

tiết Điện lực quy định hàng năm tỷ lệ sản lượng điện năng mua bán qua hợp đồng

và điện năng giao dịch trên thị trường giao ngay. Ngày 01 tháng 7 năm 2012 thị

trường phát điện cạnh tranh tại Việt Nam đã bắt đầu vận hành. Hiện nay thị trường

điện vẫn đang thực hiện ở khâu thứ nhất.

Nguồn Nguồn Nguồn

Tổng Công ty truyền tải

Công ty Điện lực Công ty Điện lực Công ty Điện lực

Khách hàng Khách hàng Khách hàng

Hình 2.1. Sơ đồ thị trường phát điện cạnh tranh

Thị trường bán buôn điện cạnh tranh: Hình thành các đơn vị bán buôn mới để

tăng cường cạnh tranh trong khâu mua bán điện. Khách hàng lớn và các công ty

phân phối được quyền mua điện trực tiếp từ các đơn vị phát điện thông qua thị

trường hoặc từ các đơn vị bán buôn. Các đơn vị bán buôn điện cạnh tranh mua điện

từ các đơn vị phát điện và cạnh tranh bán điện cho các đơn vị phân phối và khách

hàng lớn. Chưa có cạnh tranh trong khâu bán lẻ điện, khách hàng sử dụng nhỏ chưa

có quyền lựa chọn đơn vị cung cấp điện. Bước sang năm 2017-2018, trước khi bước

vào thị trường bán buôn điện cạnh tranh thì EVN sẽ từng bước đưa các Tổng công

ty điện lực tham gia thị trường điện một cách thực tế. Nghĩa là họ có thể mua từ 5-

10% sản lượng điện của các nhà máy thông qua thị trường bán buôn, phần còn lại

Nguồn

vẫn tiếp tục mua qua Thị trường phát điện cạnh tranh.

CT PP

Công ty truyền tải Công ty truyền tải

Hình 2.2. Sơ đồ thị trường bán buôn điện cạnh tranh

Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh: Sự cạnh tranh diễn ra ở cả 3 khâu: phát

điện, bán buôn và bán lẻ điện. Khách hàng trên cả nước được lựa chọn đơn vị bán

điện cho mình (đơn vị bán lẻ điện) hoặc mua điện trực tiếp từ thị trường. Các đơn vị

bán lẻ điện cũng cạnh tranh mua điện từ các đơn vị bán buôn, các đơn vị phát điện

hoặc từ thị trường để bán lẻ cho khách hàng sử dụng điện. Tại sao phải có 3 bước

này, bởi vì bước chuyển từ thị trường phát điện cạnh tranh sang thị trường bán buôn

điện cạnh tranh là bước chuyển lớn căn bản, thay đổi mô hình tổ chức công tác sản

xuất kinh doanh điện trong suốt thời gian vừa qua. Ảnh hưởng của thị trường bán

buôn cũng sẽ tác động lớn đến các mặt hoạt động chung của ngành điện nên chúng

Nguồn

Lưới truyền tải,

thị trường bán buôn

CT PP

Bán lẻ

CT PP

Bán lẻ

Lưới phân phối,

thị trường bán lẻ

ta cần có những bước đi thận trọng, phù hợp với điều kiện thực tế.

Hình 2.3. Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh

Sự hình thành và phát triển thị trường điện với 3 cấp độ là cần thiết. Thực hiện

thành công lộ trình phát triển thị trường điện, đưa vào hoạt động thị trường điện

cạnh tranh sẽ tạo ra những thay đổi tích cực trong hoạt động điện lực ở Việt Nam,

nâng cao được tính minh bạch và hiệu quả trong sản xuất và kinh doanh điện, hạ giá

thành tạo cơ sở giảm giá bán điện. Phát triển thị trường điện cạnh tranh là xu hướng

tất yếu của nền kinh tế thị trường, mang lại lợi ích chung cho người cung cấp và

người tiêu thụ điện. Nhưng phải trải qua 3 cấp độ từ năm 2005 đến 2022 là quá dài,

cứng nhắc, các cấp độ thực hiện không có sự đan xen lẫn nhau, phải xong cấp độ

này mới chuyển sang cấp độ khác. Như vậy phải sau gần 20 năm thực hiện, đến

năm 2022 Việt Nam mới có được thị trường điện cạnh tranh hoàn chỉnh. Thực chất

đây được xem là một dự án đổi mới cơ chế quản lý kinh tế trong ngành điện nhằm

chuyển đổi từ cơ chế hoạt động độc quyền lạc hậu kém hiệu quả sang cơ chế thị

trường cạnh tranh hiện đại. Về kinh nghiệm hoạt động quản lý các doanh nghiệp

nhà nước cho thấy vẫn tồn tại một thế lực đang nắm giữ và điều hành theo cơ chế

cũ, độc quyền không muốn và thậm chí gây cản trở cho quá trình đổi mới. Đành

rằng, hình thành và phát triển thị trường điện cạnh tranh ở nước ta là phức tạp và

mới mẻ, tuy nhiên nếu không có giải pháp khẩn trương, quyết liệt thì những hậu quả

xấu của cơ chế độc quyền vẫn tiếp tục tồn tại và phát triển, sẽ gây nên những tổn

thất khôn lường cho ngành điện và nền kinh tế.

2.3.2. Hiện trạng về giá điện

Giá điện ở Việt Nam, từ năm 1992 đến nay đã điều chỉnh tăng trên chục lần,

năm 2011 điều chỉnh 2 lần: ngày 01 tháng 3 năm 2011 tăng 15,28% so với năm

2010, ngày 20 tháng 12 năm 2011 tăng tiếp 5%. Tính đến nay giá điện bình quân

(kể cả thuế VAT) là 1.622 đ/kWh.Biểu giá điện sau mỗi lần điều chỉnh có được cải

thiện, tuy nhiên vẫn chưa đáp ứng được 3 mục tiêu chủ yếu của định giá điện: hiệu

quả kinh tế, công bằng xã hội, khả thi tài chính.

Giá bán điện ban hành qua các kỳ điều chỉnh còn chưa thuyết phục, mang

nặng cơ chế hành chính, thiếu cơ sở khoa học, thiếu minh bạch, khó thuyết phục sự

đồng thuận của các nhà khoa học, quản lý, các nhà đầu tư tham gia sản xuất điện,

các khách hàng sử dụng điện. Hậu quả, các doanh nghiệp và người dân phải chi trả

thêm một số tiền không có cơ sở, gây thêm áp lực trong sản xuất và đời sống, ngay

cả các doanh nghiệp sản xuất điện bán cho EVN cũng phàn nàn không được tăng

giá bán sau mỗi lần điều chỉnh giá

Một số nhà lãnh đạo của Bộ Công thương và EVN vẫn cho rằng giá điện Việt

Nam thấp, nên không thu hút đầu tư, hoạt động SX KD điện của EVN lỗ và luôn

luôn tạo nên áp lực tăng giá điện trong xã hội, gây tâm lý không tốt đối với khách

hàng. Giá điện thấp hay cao, phải căn cứ vào điều kiện phát triển KT-XH của đất

nước và thu nhập của người dân, điều kiện về tài nguyên cho sản xuất điện,… So

sánh với các nước có thu nhập cao (Mỹ, Anh, Pháp,..) hay các nước thiếu tài nguyên

năng lượng sơ cấp cho sản xuất điện (Nhật bản, Hàn quốc,..) để kết luận Việt nam

có giá điện thấp là khập khiễng. Trong điều kiện KT-XH, hoạt động của các DN,

thu nhập người dân hiện tại và nguồn tài nguyên đa dạng cho sản xuất điện đặc biệt

sự đưa vào một với nhà máy thủy điện với giá thành rẻ trong năm 2012, thì giá bán

hiện nay ở Việt nam không phải là thấp.

Phương pháp xây dựng biểu giá điện hiện nay chủ yếu dựa trên chi phí thống

kê hoạch toán giá thành của EVN (chưa đủ độ tin cậy), với mục đích bù lỗ mà

không tính đến nguyên nhân và các biện pháp giảm chi phí, chưa áp dụng phương

pháp phổ biến và hiện đại theo chi phí biên dài hạn, chưa xây dựng biểu giá 2 thành

phần: công suất và điện năng, điều chỉnh giá điện mới chú ý đến các yếu tố làm tăng

giá điện mà chưa quan tâm đến giảm giá điện như mùa nước và việc tăng công suất

các thủy điện, giảm tổn thất, giảm giá thành.

Biểu đồ giá điện

1650.000

1600.000

1550.000

1500.000

1450.000

1400.000

1350.000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Hình 2.4. Biểu đồ giá điện

Quan điểm về giá điện trong thị trường điện

- Về nguyên tắc, việc lập và điều chỉnh giá điện từ nay cho đến khi có được thị

trường điện cạnh tranh hoàn hảo ở Việt Nam, cần thiết dựa vào các cơ sở sau đây: i/

Chính sách năng lượng quốc gia, chính sách giá năng lượng và đặc biệt chính sách

giá điện.ii/ Điều kiện phát triển kinh tế - xã hội của đất nước và khả năng chi trả của

người dân. iii/ Quan hệ cung cầu về điện năng. iiii/ Chi phí sản xuất kinh doanh và

lợi nhuận hợp lý của các đơn vị điện lực nhằm đảm bảo phát triển tài chính cho phát

triển ngành điện. iiiii/ Mức độ phát triển của thị trường điện lực. Trong đó, chi phí

sản xuất kinh doanh và giá thành sản xuất điện toàn ngành cần được tính toán xác

định đúng đắn, minh bạch theo các hạng mục quy định: giá thành bình quân của các

nhà máy điện, truyền tải, phân phối, phụ trợ, chênh lệch tỷ giá, và cần được kiểm

toán trước khi ban hành giá.

- Về giá điện, quan trọng nhất là giá bán lẻ bình quân và biểu giá bán lẻ cho

các khách hàng trực tiếp dùng điện. Thị trường điện là nơi giao dịch giữa hai đối

tượng chủ yếu: người cung cấp và người tiêu thụ trực tiếp thông qua giá cả. Người

cung cấp đối với thị trường điện bao gồm các đơn vị sản xuất, truyền tải, phân phối

và quản lý: người tiêu thụ bao gồm các khách hàng trực tiếp dùng điện. Giá bán

điện được xác định trên cơ sở giá thành sản xuất, truyền tải, phân phối và lợi nhuận

hợp lý, với sự đồng thuận của người khách hàng. Nhà nước sẽ quyết định giá bán lẻ

bình quân và biểu giá điện.

2.4. Tối ưu hóa vận hành lưới điện trong thị trường điện

Trong thị trường điện cạnh tranh, các công ty điện lực không còn ở thế độc

quyền, các dịch vụ liên quan tới ngành điện và chất lượng điện năng phải được tăng

lên để thu hút khách hàng mới, giữ chân các khách hàng cũ. Trong hệ thống điện

độc quyền, bài toán vận hành của công ty phát điện là tối giảm hóa chi phí sản xuất,

nhưng tại thị trường điện cạnh tranh thì ưu tiên số một của các công ty điện là tối đa

hóa lợi nhuận. Vậy vận hành tối ưu hóa lưới điện phân phối trong thị trường điện là

tăng cao lợi nhuận của các công ty điện.

(2.8)

giá điện do cục điều tiết đưa ra trong

từng thời điểm trong ngày

công suất phát của nguồn thứ i Pi

chi phí vận hành của nguồn phát i Ci

và điều kiện về giới hạn công suất phát của mỗi nhà máy trong hệ thống xét:

(2.9)

Trong đó: Pi(max); Pi(min) là các giới hạn công suất của nhà máy thứ i.

2.5. Mô tả bài toán nghiên cứu

Yêu cầu của vận hành kinh tế hệ thống điện là đảm bảo an toàn tuyệt đối cho

hệ thống điện, đảm bảo chất lượng phục vụ, có chi phí sản xuất, truyền tải và phân

phối thấp nhất. Do đó, việc giảm tối thiểu chi phí sản xuất điện năng là mục tiêu của

việc phân bố tối ưu nguồn phát trong hệ thống điện, đặc biệt khi đã bước vào thị

trường cạnh tranh đang từng bước hình thành như ở nước ta hiện nay. Chi phí sản

xuất điện bao gồm:

- Chi phí nhiên liệu.

- Tổn thất điện năng.

- Chi phí bảo dưỡng định kỳ.

- Chi phí để khắc phục hậu quả, sửa chữa thiết bị hỏng do sự cố.

- Chi phí tiền lương.

- Khấu hao thiết bị.

Để giảm chi phí nhiên liệu trong vận hành, thì chú ý đến các vấn đề sau:

Ưu tiên tăng lượng công suất phát tại các nguồn gần phụ tải nhằm giảm tổn

hao truyền tải dẫn đến giảm chi phí tiêu hao nhiên liệu trong toàn hệ thống.

Ưu tiên tăng lượng công suất phát ra tại các nguồn có tiêu hao nhiên liệu thấp.

Lập kế hoạch vận hành chi tiết cho từng tuần lễ gồm: thành phần tổ máy tham

gia vận hành trong ngày, trong giờ.

Lập kế hoạch vận hành ngày đêm bằng cách xác định công suất phát từng giờ

của từng nhà máy tham gia vận hành, kế hoạch ngừng và khởi động lại các tổ máy.

Kế hoạch sản xuất bao gồm cả kế hoạch bảo dưỡng định kỳ các tổ máy trong năm.

Vấn đề giảm tổn thất điện năng: việc này có ý nghĩa rất lớn trong vận hành

lưới điện. Giảm tổn thất điện năng bao gồm các biện pháp cần thêm vốn đầu tư và

các biện pháp không cần vốn đầu tư. Có những biện pháp thực hiện một lần khi quy

hoạch thiết kế hệ thống điện như khi chọn dây dẫn kết hợp điều kiện tổn thất vầng

quang; có biện pháp được chuẩn bị trong quy hoạch thiết kế và được thực hiện trong

vận hành như phân bố tối ưu công suất phản kháng, điều chỉnh điện áp.

Bài toán sẽ phối hợp vận hành kinh tế các tổ máy phát điện để đạt lợi nhuận

cực đại. Từ các số liệu ban đầu của từng tổ máy như: công suất cực đại, công suất

cực tiểu, các hằng số chi phí nhiên liệu của tổ máy, khả năng tăng công suất, khả

năng giảm công suất của tổ máy,... và giá điện sàn trên thị trường.

Trong quá trình tính toán để giải quyết bài toán, giả thuyết thị trường điện là

thị trường cạnh tranh hoàn hảo, không có sự chi phối của EVN, không có sự làm giá

của các nhà máy điện có công suất lớn (có khả năng chi phối đến an ninh hệ thống),

tổng nguồn điện của hệ thống là dư thừa mà các nhà máy điện cạnh tranh phát điện

một cách công bằng dựa vào giá điện trên thị trường điện.

Lợi nhuận phát điện chính bằng số dư của giá bán trừ cho chi phí phát điện, để

lợi nhuận tối đa thì chi phí phát điện phải tối thiểu, quan hệ này được thể hiện qua

biểu thức sau:

(2.8)

Trong đó

giá điện do cục điều tiết đưa ra trong từng thời điểm trong ngày λk

công suất phát của nguồn thứ i Ci

chi phí vận hành của nguồn phát i Pi

Công suất mua từ công ty điện phân phối khi nguồn điện phân Pm

tán không đủ cung cấp cho phụ tải

N số nguốn phát

tổng doanh thu của công ty điện trong một giờ

chi phi sản xuất điện năng

chi phí mua điện từ thì trường điện phân phối khi các nguồn điện

phân tán không đủ đáp ứng nhu cầu phụ tải

Chi phí nhiên liệu của từng tổ máy được xác định theo công thức (2.3):

Giá điện thị trường là giá điện này ta xét có sự thay đổi theo từng giờ (Δt =

1). Nên khi xét suất tăng công suất ta cũng phải xét theo từng thời điểm (giờ).

Hình 2.5. Lợi nhuận và chi phí

Trong hình 2-5 ta thấy trong các vùng mà giá điện thị trường nằm phía trên chi

phí phát điện thì sẽ đạt lợi nhuận trong khoảng đó, nghĩa là tổng chi phí để tổ máy

phát công suất lên lưới thấp hơn giá điện thị trường nên đạt lợi nhuận. Còn các vùng

mà giá điện thị trường nằm phía dưới chi phí phát điện thì không thu được lợi nhuận

khi ta cho tổ máy phát công suất lên lưới, nghĩa là giá điện thị trường tại thời điểm

xét thấp hơn chi phí phát điện của các tổ máy.

Yếu tố chính của chi phí vận hành máy phát là nhiên liệu đầu vào/giờ, trong

khi đó các yếu tố còn lại chỉ góp phần nhỏ. Chi phí nhiên liệu có ý nghĩa trong

trường hợp nhà máy nhiệt điện và nhà máy điện nguyên tử, còn ngược lại với các

nguồn năng lượng tái tạo là miễn phí thì chi phí vận hành không còn ý nghĩa nữa.

Lúc này các nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo sẽ là các phụ tải âm (nghĩa là

tùy theo điều kiện tự nhiên tại thời điểm đó, các nguồn năng lượng này luôn phát

hết công suất có thế.

Công suất phát ra (MW)

Hình 2.6. Đường cong nhiên liệu đầu vào- công suất phát ra

Đường cong đầu vào đầu ra của 1 tổ máy có thể được thể hiện bằng đơn vị

triệu kilocalo mỗi giờ, ngược lại đầu ra được sử dụng đơn vị MW. Đường cong chi

phí này có thể được thực hiện bằng thực nghiệm. Đường cong điển hình được biểu

diễn trong hình 1.2, trong đó (MW)min là công suất phát nhỏ nhất của tổ máy phát,

và (MW)max là công suất phát lớn nhất của tổ máy phát, đường cong nhiên liệu đầu

vào-công suất đầu ra không liên tục.

Các ràng buộc của từng tổ máy:

Ràng buộc về suất tăng công suất từng tổ máy trong quá trình khởi động tổ

máy (UR). Phụ thuộc vào từng loại tổ máy khác nhau. Giả sử tại thời điểm t với giá

điện là λ(t) thì tổ máy thứ i phát công suất là Pt, tại thời điểm (t +1) giả sử với giá

điện λ(t +1) > λ(t) thì lúc bây giờ tổ máy này sẽ phát công suất là P(t+1) vì ràng buộc

về suất tăng công suất nên .

Ràng buộc về suất giảm công suất từng tổ máy trong quá trình xuống máy tổ

máy (DR). Giả sử tại thời điểm t với giá điện là λ(t) thì tổ máy thứ i phát công suất

là Pt, tại thời điểm (t +1) giả sử với giá điện λ(t +1) < λ(t) và với giá điện này thì

không đủ để chi phí nhiên liệu cho tổ máy nghĩa là lúc này nếu ta phát công suất thì

phải chịu lỗ như vậy ta phải giảm công suất phát hay dừng tổ máy này lại. Nếu như

Pmax > DR thì muốn dừng tổ máy ta phải giảm công suất phát của tổ máy từng cấp

DR (tức P(t+1) > Pt + DR) cho đến khi công suất phát = 0.

- Ràng buộc về công suất phát cực đại của tổ máy thứ i (Pmax): là công suất phát lớn

nhất của tổ máy thứ i có khả năng phát khi thỏa mãn các điều kiện ràng buộc.

- Ràng buộc về công suất nhỏ nhất của tổ máy thứ i (Pmin): là công suất nhỏ

nhất của tổ máy thứ i nếu tổ máy này muốn phát công suất lên lưới.

- Ràng buộc về thời gian lên máy và xuống máy của tổ máy thứ i: từ ràng buộc

này cho phép ta tính toán thời gian phát công suất của tổ máy cũng như thời gian

xuống máy của tổ máy thứ i.

Vấn đề đặt ra trong quá trình vận hành các tổ máy là: tại thời gian t, chi phí

phát điện của các tổ máy lớn hơn so với giá điện thị trường nhưng trong các khoảng

thời gian khác thì chi phí phát điện thấp hơn so giá điện thị trường, vậy tại thời điểm

t là xuống máy hay chấp nhận chịu lỗ để sau đó phát bù lại khoảng thời gian phát

công suất bị lỗ này. Để giải quyết vấn đề này ta phải xét tiếp đến chi phí khởi động

và thời gian lên máy của tổ máy thứ i. Lúc đó không những tính lợi nhuận của tổ

máy thứ i tại thời điểm t mà phải tính lợi nhuận của tổ máy trong khoảng thời gian

Δt = tkđ Nghĩa là ta phải cộng lợi nhuận trong khoảng thời gian Δt. Nếu lợi nhuận

này nhỏ hơn 0 thì ta không phát công suất tại thời điểm t mà xuống máy, còn nếu

lợi nhuận này lớn hơn 0 thì ta chấp nhận chịu lỗ tại thời để t mà không cần phải

xuống máy. Ta chấp nhận chi phí nhiên liệu tại thời điểm này nhằm đáp ứng cho

khả năng phát công suất tại thời điểm tiếp theo.

Dựa vào các chi phí nhiên liệu của từng tổ máy và các ràng buộc của từng tổ

máy, đề tài xây dựng giải thuật để giải bài toán trên nhằm mục đích xác định công suất

phát tại mỗi thời điểm ứng với từng giá điện thị trường để ra lệnh điều khiển các tổ

máy phát điện sao cho lợi nhuận mang về trong quá trình phối hợp là lớn nhất.

2.6. Phương pháp giải bài toán tối ưu phối hợp các tổ máy phát điện trong thị

trường điện

Phối hợp các tổ máy phát điện sao cho đạt lợi nhuận cực đại là vấn đề lớn

trong quá trình vận hành, giải pháp với lợi nhuận đạt cực đại được gọi là giải pháp

tối ưu. Xét trên toàn thời gian đủ lớn, nếu giải pháp nào vẫn đạt tối ưu thì giải pháp

được tìm gọi là tối ưu. Một số tác giả đã nghiên cứu vấn đề này với các phương

pháp khác nhau. Một trong những phương pháp toán học phổ biến được sử dụng là

Lagrangian relaxation cải tiến [4, 5], quy hoạch động [9, 10], các phương pháp trí

tuệ nhân tạo như giải thuật di truyền học [2, 6, 12], mạng nơ ron nhân tạo [18, 19],

giải thuật mờ [14]...

Trong [4, 5] tác giả đề xuất một phương pháp Lagrangian relaxation cải tiến

cho vấn đề phối hợp các tổ máy phát. Thuật toán Lagrangian relaxation cải tiến đưa

ra được kiểm tra và so sánh với Lagrangian Relaxation thông thường (LR), thuật

toán di truyền (GA), lập trình tiến hóa (EP), Lagrangian Relaxation và thuật toán di

truyền (LRGA), và thuật toán di truyền dựa trên phân loại đặc trưng đơn vị (GAUC)

trên hệ thống với số tổ máy phát từ 10 đến 100. Kết quả đạt được của phương pháp

này là chi phí thấp hơn và thời gian tính toán nhanh hơn các phương pháp kia khi áp

dụng cho cùng một hệ thống.

Quy hoạch động (Dynamic Programming, DP) [9, 10] là nền tản kỹ thuật được

ứng dụng trong vấn đề tối ưu hóa các tổ máy và được sử dụng rộng rãi trên cả thế

giới. Kỹ thuật quy hoạch động sử dụng một giải thuật tìm kiếm gồm nhiều giai đoạn

để đạt được giải pháp tối ưu trong việc liên kết các hệ thống lại với nhau. Ưu điểm

của giải pháp này là tính linh hoạt và tính thích nghi của giải pháp - chúng có thể dễ

dàng sửa đổi các đặc trưng mô hình của các hệ thống đặc biệt.

Sự tìm kiếm giải thuật tối ưu có thể được thiết lập xuất phát từ khoảng thời

gian cuối cùng và quay trở lại trạng thái ban đầu. Giải thuật này lờ đi trạng thái

trước đó của các tổ máy và vì thế không thể tính đến sự phụ thuộc thời gian của giá

khởi động và cực tiểu các ràng buộc về thời gian lên máy và xuống máy.

Một giải thuật khác, tìm kiếm xuất phát từ khoảng thời gian đầu đến cuối

cùng, lưu trữ những chi phi vận hành hoặc những lợi nhuận trong quá trình tính

toán, sau đó quay lại tìm khoảng cuối cùng đến đầu tiên để đưa vào hoạch định tối

ưu. Phương pháp thứ hai này không chỉ cho phép trạng thái trước đó của các tổ máy

đang vận hành mà còn tính toán từng công đoạn; Nó cũng cho phép các điều kiện

ban đầu được dễ dàng. Vì vậy, việc tính toán có thể đạt được trong khoảng thời gian

theo yêu cầu.

Vấn đề chính của giải pháp quy hoạch động là xác định đường cong. Cho hệ

thống gồm N tổ máy, sẽ có 2N-1 khả năng liên kết tại mỗi thời điểm. Trong khi các

ràng buộc tổ máy và hệ thống của các hệ thống tiêu biểu nhằm giảm bớt số lượng

này, và lưu trữ các khả năng liên kết khả thi tại mỗi giờ hay nửa giờ mà vẫn không

đạt được cho dù là hệ thống bình thường. Vì vậy, giải thuật Heuristic (sửa sai) đã

được tìm kiếm để giải quyết cho tất cả các mối liên kết của các tổ máy. Heuristic

không được sử dụng nhiều trong các giải pháp tối ưu và trong một số trường hợp có

thể yêu cầu một số ràng buộc đạt được giải pháp.

Trong khi đó, từ vấn đề lợi nhuận tối đa của việc phối hợp các tổ máy được

xác định cho từng tổ máy, giả thuật quy hoạch động cho từng tổ máy được sử dụng.

Giải thuật di truyền học [2, 6, 12] là mục đích tổng quát của các kỹ thuật tối

ưu hóa bởi giải thuật di truyền hoc đã được tìm thấy trong hệ thống sinh vật học.

Giải thuật di truyền gồm một tập hợp của các tế bào có kích thước như nhau

hoặc các phần tử của các ma trận. Nhiễm sắc thể của giải thuật di truyền học bao

gồm một chuỗi số nguyên luân phiên đại diện cho chuỗi các chế độ vận hành trước

của các tổ máy (các hoạt động/lần đặt trước). Kết quả đạt được là thuật toán mạnh

mẽ và thời gian thực hiện được cải thiện. Ngoài ra, số lần tối thiểu các tổ máy lên và

xuống được mã hoá trực tiếp trong nhiễm sắc thể, vì vậy tránh việc sai số do sai

lệch không gian tìm kiếm. Kết quả thử nghiệm với các hệ thống lên đến 100 tổ máy

trong suốt 12 giờ.

Lợi nhuận tối đa của việc phối hợp các tổ máy, sự thích hợp của mỗi tế bào

được đo lường thông qua mức độ lợi nhuận của chúng và sau đó tính tổng lợi nhuận

của các tế bào thích hợp. Nhược điểm của giải pháp là tốc độ hội tụ của giải pháp.

Phương pháp mạng neuron nhân tạo trong tài liệu [18] trình bày để giải quyết

bài toán vận hành phối hợp vận hành tối ưu các tổ máy phát điện. Mạng neuron

nhân tạo (ANN) là các mô hình hệ thống bộ não người. Chúng mô phỏng thông qua

các lớp neuron của quá trình xử lý các phần tử được gọi là các neuron. Mỗi neuron

nhận các đầu vào từ một số neuron lân cận khác, nhưng chỉ có duy nhất một ngõ ra.

Các neuron được liên kết với các neuron khác.

Neuron trong một lớp có thể liên kết với một neuron khác hoặc chúng không

được kết nối với bất cứ neuron nào. Trong khi đó, các neuron trong cùng một lớp

luôn luôn liên kết với neuron khác trong lớp. Việc liên kết với các neuron khác là sự

thay đổi các hệ số trọng lượng của kết nối. Ngõ ra của mỗi neuron là tổng của tất cả

các ngõ vào và hệ số trọng lượng của chúng.

Thiết kế một mạng neuron gồm:

- Sắp xếp các neuron trong các lớp.

- Xác định loại kết nối giữa các neuron của các lớp khác nhau.

- Xác định các đường ngõ vào của các neuron và ngõ ra.

- Kiểm tra hệ số trọng lượng của kết nối.

Như vậy từ việc thành lập các ngõ vào của mạng neuron ta ứng dụng chúng

vào trong bài toán phối hợp tổ máy tối ưu, coi ngõ vào của mạng neuron là các tổ

máy và ta tìm ngõ ra của mạng neuron là trạng thái của các tổ máy để đạt được lợi

nhuận tối đa.

Hiện nay mạng neuron được ứng dụng rất rộng rãi trong các bài toán điện. Tuy

nhiên việc xác định lớp và loại liên kết của mạng neuron còn gây khó khăn để huấn

luyện mạng neuron trong khoảng thời gian nhất định. Phương pháp này yêu cầu

nhiều thời gian để huấn luyện thành công mạng neuron.

Ứng dụng giải thuật mờ trong [14] trình bày để giải quyết bài toán phối hợp

các tổ máy phát điện. Giải thuật mờ cũng được sử dụng nhiều trong bài toán điện,

đặt biệt là các bài toán mà ngõ ra dùng để điều khiển đối tượng nào đó. Nhược điểm

nhất của giải thuật mờ là các biến ngõ vào không được rõ ràng, do vậy việc vận

dụng các công thức toán học để tính toán chúng gặp nhiều khó khăn.

2.7. Kết luận

Các phương pháp khác nhau đã được trình bày để giải quyết bài toán tối ưu

hóa vận hành các nguồn phân tán có tiêu hao nhiên liệu trong một thì trường điện

phát điện cạnh tranh phối hợp các tổ máy phát, đã chỉ ra đưa những ưu và nhược

điểm của từng phương pháp. Từ đó đưa ra một thuật toán toàn diện kết hợp những

thế mạnh của các phương pháp khác nhau và khắc phục điểm yếu của nhau sẽ là

một phương pháp phù hợp để giải quyết vấn đề. Các phương pháp lập trình toán học

được đề xuất là quy hoạch động (DP), Lagrangian Relaxation, lập trình số nguyên

hỗn hợp (Mixed Integer Programming)...

Như vậy cùng một bài toán sẽ có nhiều phương pháp tiếp cận vấn đề, như bài

toán tối ưu hóa các tổ máy phát điện cũng đã có nhiều tác giả giải quyết vấn đề theo

nhiều cách khác nhau, và mỗi phương pháp có những ưu và nhược điểm riêng [1.3].

Trong đề tài này tác giả xây dựng Mô hình toán học và sử dụng Hàm chi phí phát

điện của tổ máy phát điện để giải quyết vấn đề.

Chương 3

THUẬT TOÁN UNIT DECOMMITTMENT

TRONG VẬN HÀNH TỐI ƯU CÁC TỔ MÁY PHÁT ĐIỆN

3.1. Đặt bài toán

Bài toán sẽ phối hợp các tổ máy phát điện để đạt lợi nhuận cực đại. Từ các số

liệu ban đầu của từng tổ máy như: công suất cực đại, công suất cực tiểu, các hằng số

chi phí nhiên liệu của tổ máy, khả năng tăng công suất, khả năng giảm công suất

của tổ máy,... và giá điện sàn trên thị trường.

Trong quá trình tính toán để giải quyết bài toán, giả thuyết thị trường điện là

thị trường cạnh tranh hoàn hảo, không có sự chi phối của EVN, không có sự làm giá

của các nhà máy điện có công suất lớn (có khả năng chi phối đến an ninh hệ thống),

tổng nguồn điện của hệ thống là dư thừa mà các nhà máy điện cạnh tranh phát điện

một cách công bằng dựa vào giá điện trên thị trường điện.

Lợi nhuận phát điện chính bằng số dư của giá bán trừ cho chi phí phát điện và

chi phí mua điện từ các công ty điện lực nếu có, để lợi nhuận tối đa thì chi phí phát

điện phải tối thiểu, quan hệ này được thể hiện qua biểu thức sau:

(3.1)

Trong đó

giá điện do cục điều tiết đưa ra trong từng thời điểm trong ngày λk

công suất phát của nguồn thứ i Ci

chi phí vận hành của nguồn phát i Pi

Công suất mua từ công ty điện phân phối khi nguồn điện phân Pm

tán không đủ cung cấp cho phụ tải

N số nguốn phát

tổng doanh thu của công ty điện trong một giờ

chi phi sản xuất điện năng

chi phí mua điện từ thì trường điện phân phối khi các nguồn

điện phân tán không đủ đáp ứng nhu cầu phụ tải

Yêu cầu đặt ra đối với các công ty điện lực là tối đa hóa lợi nhuận:

(3.2)

và điều kiện về ràng buộc khi đó sẽ là:

Cân bằng công suất:

Giới hạn về công suất mua từ công ty điện phân phối:

Giới hạn về công suất:

Thời gian bật tắt Ton ≥ Ton min và Toff ≥ Toff min

Chế độ bật tắt các tổ máy:

Trong đó:

UR suất tăng công suất từng tổ máy trong quá trình khởi động tổ máy

các giới hạn công suất của nhà máy thứ i ,

công suất mà tải đòi hỏi hệ thống phải cung cấp

công suất tồn thất khi mua điện từ công ty phân phối điện hoặc

do các tổ máy phát phân tán gây ảnh hưởng khi cung cấp nguồn

điện cho các phụ tải.

Công suất lớn nhất mà công ty phân phối điện có thể bán cho

các phụ tải

thời gian bật tổ máy phát các nguồn phân tán. Ton

thời gian tắt tổ máy phát các nguồn phân tán. Toff

thời gian nhỏ nhất tắt tổ máy phát các nguồn phân tán. Toff min

thời gian nhỏ nhất bật tổ máy phát các nguồn phân tán. Ton min

Trong đề tài giá bán điện là giá thị trường hoặc là giá ước lượng.

3.1.1. Mô hình bài toán

Phối hợp các tổ máy phát điện trên cơ sở thị trường điện

Hình 3.1. Phối hợp các tổ máy phát điện trên cơ sở thị trường điện

Mỗi tổ máy phát có chi phí phát điện là một biến phức λ và Ứng với mỗi tổ

máy ta tìm tổng chi phí phát điện bé nhất dựa vào biến X bao gồm: chi phí nhiên

liệu, khởi động máy, tắt máy và chi phí tổ máy chạy không tải. Nếu tại thời điểm t, dự báo phụ tải yêu cầu là Lt và:

- Nếu thì phối hợp các tổ máy nhằm giảm λt.

- Nếu thì phối hợp các tổ máy nhằm tăng λt.

Mục tiêu của bài toán là tính chi phí phát điện bé nhất, thời điểm phát điện của

từng tổ máy. Từ đó, tính lợi nhuận thu được từng tổ máy và lợi nhuận tổng quá trình

phát điện của các tổ máy phát đạt giá trị lớn nhất.

Để tối ưu hóa lợi nhuận thì ta sử dụng phương pháp chia từng tổ máy và tìm

lợi nhuận tối đa của từng tổ máy. Sau đó, cộng tổng lợi nhuận của các tổ máy trong

nhà máy lại với nhau.

Việc xem xét và đánh giá cho mỗi giai đoạn điều khiển kế hoạch hoạt động

của các tổ máy và dự báo giá cho các tổ máy dựa trên cơ sở lợi nhuận.

Như vậy, khi có hệ thống điện với N tổ máy phát điện và khung giá điện trên

thị trường xác định tại thời điểm nào đó. Bài toán này yêu cầu xác định các thời

điểm thời gian khởi động máy, thời gian tắt máy và dung lượng công suất phát của

tất cả các tổ máy tại mỗi nấc thời gian t mà ta khảo sát tại một khoảng thời gian để

lập kế hoạch hoạt động cho các tổ máy (T). Vì vậy, lợi nhuận tổng cộng của tất cả

các máy phát phải đạt cực đại, dựa vào đối tượng là các ràng buộc của tổ máy. Giá

điện trên thị trường có sự thay đổi liên tục trong khoảng thời gian lập kế hoạch vận

hành tối ưu của các tổ máy và công suất phát của từng tổ máy sẽ phụ thuộc vào tổng

chi phí nhiên liệu cho tổ máy và các ràng buộc theo đó (Hình 3-1).

Các vùng nằm phía trên hàm chi phí nhiên liệu sẽ dẫn đến lợi nhuận trong

khoảng đó, nghĩa là giá bán điện trên thị trường tại thời điểm λ cao hơn tổng chi phí

nhiên liệu cho tổ máy để phát công suất lên lưới. Còn các vùng nằm phía dưới hàm

chi phí nhiên liệu thì không thu được lợi nhuận trong khoảng thời gian đó. Khi các

tổ máy phát công suất điện lên lưới, nghĩa là giá bán điện trên thị trường tại thời

điểm λ thấp hơn tổng chi phí nhiên liệu. Một hệ thống điện luôn tính toán thế nào để

tối đa lợi nhuận và giảm thiểu chi phí phát công suất của hệ thống, khi đó việc vận

hành hệ thống điện này có tính khả thi cao.

Đối với các nguồn năng lượng tái tạo thì tại bất kỳ thời điểm nào cũng phát

với công suất cực đại, phụ thuộc vào điều kiện tự nhiên tại vị trí đo. Khi đó các

nguồn năng lượng tái tạo có thể coi là các phụ tải âm.

3.1.2. Tính toán lợi nhuận trong thị trường điện cạnh tranh

Cho một hệ thống điện với n tổ máy phát điện và khung giá điện thị trường

xác định nào đó cho trước, bài toán này yêu cầu ta đi xác định các thời gian khởi

động máy, thời gian tắt máy và dung lượng công suất phát của tất cả các tổ máy tại

mỗi nấc thời gian t mà ta khảo sát tại một khoảng thời gian mà ta lập kế hoạch hoạt

động cho các tổ máy n. Vì vậy lợi nhuận tổng cộng của tất cả các máy phát phải đạt

cực đại, dựa vào đối tượng là các ràng buộc của tổ máy, để đạt được lợi nhuận cực

đại thì chi phí khi phát các tổ máy phải nhỏ nhất. Ngoài giá điện và việc phát các tổ

máy vào lưới điện nhỏ (MicroGird) bài toán còn tính đến việc khi nguồn công suất

phát tại các tổ máy không đủ; hoặc do chi phí phát các tổ máy lúc này còn tốn kém

hơn việc phải mua thêm điện từ các công ty phân phối điện; ngoài ra còn xét tới ảnh

hưởng của tổn thất khi đưa nguồn phân tán vào hay đưa nguồn từ lưới điện truyển

tải của các công ty phân phối điện.

Giá điện trên thị trường thay đổi liên tục trong khoảng thời gian lập kế hoạch

vận hành tối ưu của các tổ máy và công suất phát của từng tổ máy sẽ phụ thuộc vào

tổng chi phí nhiên liệu cho tổ máy và các ràng buộc theo đó (như đã trình bày trong

hình 1.1).

Công việc vận hành ở các nhà máy điện đòi hỏi tính toán thế nào để đạt tối đa

lợi nhuận, mà để đạt lợi nhuận cao nhất thì phải giảm thiểu chi phí phát điện, trong

đó chi phí nhiên liệu là chủ yếu.

Trong thực tế, giá nhiên liệu không phải là hằng số, giá nhiên liệu của bất kỳ

i) phụ

một tổ máy nào tại thời điểm t đều được biểu diễn dưới dạng hàm số Ci(Pt

thuộc vào công suất phát của từng tổ máy tại thời điểm đó.

(3.3)

Từ đó, ta vẽ biểu đồ thể hiện quan hệ giữa giá điện trên thị trường và công suất

điện hát ra tương ứng của từng tổ máy.

Hình 3.2. Quan hệ giữa Công suất và Giá điện

Đối tượng của vấn đề lập kế hoạch vận hành tối ưu các tổ máy phát điện là chi

phí phát điện của hệ thống là nhỏ nhất. Chi phí phát điện này bao gồm giá nhiên liệu

để phát công suất của máy, chi phí khởi động máy, tắt máy và chi phí tổ máy chạy

không tải. Trong đó, các ràng buộc của hệ thống thỏa mãn:

1 Giới hạn phát công suất của tổ máy

2 Ràng buộc thời gian khởi động nhỏ nhất

3 Ràng buộc về thời gian tắt nhỏ nhất

4 Ràng buộc về suất tăng công suất của tổ máy thứ i theo từng giờ

5 Ràng buộc về suất giảm công suất của tổ máy thứ i theo từng giờ

6 Những hạn chế trạng thái tổ máy - số tổ máy nhất định phải phát công suất

trong những khoảng thời gian nhất định hoặc những yêu cầu không tuân theo kế

hoạch hoạt động hoặc sự cố ở tổ máy nào đó do đó yêu cầu tổ máy khác phải phát

nhằm đảm bảo công suất lưới và đảm bảo an ninh cho hệ thống. Vì vậy việc vận

hành các tổ máy phải tuân theo những ràng buộc hay những lý do kinh tế, yêu cầu

độ tin cậy của hệ thống điện.

7 Những điều kiện ban đầu của từng tổ máy trong quá trình lập kế hoạch vận

hành tối ưu.

8 Các ràng buộc khác trong hệ thống đều được đảm bảo bởi các dịch vụ phụ

trợ trong thị trường điện.

Thực tế, giá nhiên liệu không phải là hằng số, giá nhiên liệu của bất kỳ một tổ

máy nào tại thời điểm t đều được biểu diễn dưới dạng hàm (1). Đối tượng của vấn

đề lập kế hoạch vận hành tối ưu các tổ máy phát điện là giá phát điện của hệ thống

là nhỏ nhất Giá vận hành này bao gồm giá nhiên liệu của công suất phát và giá khởi

động máy trong từng khoảng thời gian trước đó.

Trong đó, các ràng buộc của hệ thống thỏa mãn: công suất cân bằng, tốc độ

quay yêu cầu, giới hạn phát của tổ máy, thời gian tắt máy và mở máy nhỏ nhất.

Giá khởi động tại thời gian t phụ thuộc vào số giờ một tổ máy tắt hay bắt đầu

khởi động. Giá này được mô hình hóa bằng hàm mũ:

(3.4)

Trong đó:

Giá khởi động của nhóm liên kết và giá yêu cầu hoạt động. αi

Giá khởi động lạnh. βi

Số giờ tổ máy xuống máy (h).

T Hằng số thời gian làm lạnh tổ máy thứ i.

Tổ máy thứ i đang ở trạng thái không phát công suất tại thời

điểm khảo sát t

Tổ máy thứ i đang ở trạng thái phát công suất tại thời điểm

khảo sát t.

Thời gian khởi động tắt của tổ máy trong thời gian khảo sát.

Thời gian khởi động. >0

Thời gian tắt. <0

Các trường hợp khác nhau về trạng thái của tố máy phát điện:

nếu

= nếu và =1

=1 nếu và =1

= nếu và =0

=-1 nếu và =0

Trong đó: ( )

Lưu đồ hình 3-3 trình bày quá trình chuyển trạng thái của tổ máy với thời gian

lên máy là 3 (h) và thời gian xuống máy là 4 (h). Và thường thì thời gian lên máy và

thời gian xuống máy này ít thay đổi và từ đó ta thành lập sơ đồ trạng thái như sau:

Hình 3.3. Sơ đồ trạng thái của tổ máy với Tjup = 3(h) và Tịdown = 4(h)

i thường là hằng số cho mỗi tổ máy trên lần xuống máy và

Giá tắt máy SDt

trong đề tải ta giả sử bằng 0.

Ti là công suất phát của mỗi tổ máy thì chi phí phát điện tại mỗi khoảng thời

Với Pt

gian là tổng chi phí đang chạy, giá khởi động và giá xuống máy tại thời điểm đó. Tổng

chi phí phát điện cho mỗi tổ máy tại thời điểm được xác định như sau:

(3.5)

Trong đó:

chi phí nhiên liệu của từng tổ máy được xác định theo hàm

chi phí khởi động tổ máy

(3.3)

Lợi nhuận được xác định

(3.6)

Trong đó:

hàm chi phí phát điện

có thể là giá thị trường hoặc giá ước lượng

chi phí từ việc mua điện của các công ty điện lực

(3.7)

3.2. Giải quyết bái toán

Cho một hệ thống điện với n tổ máy phát điện, khung giá điện thị trường xác

định nào đó cho trước,cho biết khả năng bán điện của công ty điện lực bài toán này

yêu cầu ta đi xác định các thời gian khởi động máy, thời gian tắt máy và dung lượng

công suất phát của tất cả các tổ máy tại mỗi nấc thời gian t mà ta khảo sát tại một

khoảng thời gian mà ta lập kế hoạch hoạt động cho các tổ máy n. Vì vậy, lợi nhuận

tổng cộng của tất cả các máy phát phải đạt cực đại, dựa vào đối tượng là các ràng

buộc của tổ máy.

Từ hàm chì phí phát điện của tổ mấy thứ I theo (3-3):

Đặt hàm Lagrange có xét tới ràng buộc về công suất là

(3.8)

Trong đó:

chi phí biên tối ưu (chi phí mất đi khi sản xuất 1kWh)

Để đạt lợi nhuận cực trị thì đạo hàm cấp 1 của L phải bằng O:

Ta có đạo hàm cấp 1 của hàm L theo công suất phát tại từng thời điểm sẽ là:

với i = 1, 2, …n

Suy ra ta có

đây chính là ảnh hưởng của tổn thất khi đưa các nguồn phân tán từ

các tổ máy vào và là một hằng số cho trước.

Và đạo hàm cấp một của hàm L theo công suất mua từ công ty điện lực:

với i = 1, 2, …n

Suy ra ta có

đây chính là ảnh hưởng tổn thất khi đưa nguồn điện từ công ty điện

lực vào và là một hằng số được cho trước.

Vậy để chi phí nhỏ nhất bài toán phải thỏa mãn điều kiện sau:

với t = 1, 2, …24 và i = 1, 2, ….n (3.9)

Theo (3.2) điều kiện ràng buộc khi phát điện của tổ máy thứ i là:

Cân bằng công suất:

Giới hạn về công suất mua từ công ty điện phân phối: Pmk ≤ Pmk max

Giới hạn về công suất: Pik min ≤ Pik ≤ Pik max

Thời gian bật tắt Ton ≥ Ton min và Toff ≥ Toff min

Chế độ bật tắt các tổ máy:

Với các điều kiện trên để giải bài toán ta đặt

(%) đây là một hằng số ta có thế tính toán được trong quá trình

khỏa sát lưới. Trong bài toán ta sẽ không tính toán mà giả thiết sự ảnh hưởng của

tổn thất.

(%) đây là một hằng số ta có thế tính toán được trong quá trình

khỏa sát lưới. Trong bài toán ta sẽ không tính toán mà giả thiết sự ảnh hưởng của

tổn thất.

Vậy với

với t = 1, 2, …24 và i = 1, 2, ….n (3.10)

Thay vao công thức () ta có:

(3.11)

Với

Suy ra ta có

Ta thay ta tính được ở trên ta có:

(3.12)

Từ hàm chi phí khởi động của tổ máy thứ I, lợi nhuận khi phát điện của tố máy

thứ i tại thời điểm t được tính bằng tổng doanh thu của tổ máy trừ đi chi phí phát

điện của tổ máy và chi phí khởi động của tổ máy và chi phí mua điện từ thị trường

các công ty điện lực.

(3.13)

Thay tổng hàm chi phí phát điện của tổ máy theo công thức (3.13) ta có biểu

thức sau:

(3.14)

Giá khởi động của tổ máy thứ i, SUi được tính đến khi tổ máy thứ i được khởi

động và được xem như một hằng số khởi động và không phụ thuộc vào công suất

phát hay giá điện tại mọi thời điếm t.

Giá khởi động này được mô hình hóa bằng hàm mũ (3.4):

Nhận xét:

Khi có các thông số đầu vào của các tổ máy và giá điện thị trường cho trước,

ta sẽ tính được công suất phát của từng tổ máy và các ràng buộc của tổ máy, từ đó

suy ra công suất thực tế phát của tổ máy như sau:

(3.15) • Nếu Pi(t) < 0 thì Pi(t) = 0

(3.16) • Nếu 0 < Pi(t) < Pmin thì Pi(t) = Pmin

(3.17) • Nếu Pmin < Pi(t) < Pmax thì Pi(t) = Pi(t-1 ) + UR

(3.18) • Nếu Pi(t) > Pmax thì Pi(t) = Pmax

3.3. Thuật toán Unit Decommittment

3.3.1. Tính toán công suất dựa vào suất tăng công suất của từng tổ máy

Hình 3.4. Đồ thị giá điện

a. Giả sử cho giá điện mỗi giờ theo đồ thị dưới đây:

Từ hàm chi phí phát điện của tổ máy thứ i (3.3) là:

Với ai, bi, ci là các hằng số phụ thuộc vào nhiên liệu đã biết. Cho giá điện (λ)

mỗi giờ trong ngày, ta tính được công suất phát điện của tổ máy thứ i theo giá điện

(λ) tại thời điểm t theo (3.10): với nên ta có

Hình 3.5. Công suất phát theo giá điện λ

Tính toán công suất dựa vào suất tăng công suất của tổ máy:

Giả sử suất tăng công suất (hình 3-5) trong chu kỳ 30 (20, 15, 10…) phút là

δP, ta có:

………………..

Tính tương tự trong chu kỳ 30 phút ta có suất tăng công suất:

, , , , ………….

b. Suất tăng công suất theo thực tế của máy phát:

Hình 3.6. Công suất phát theo khả năng thực tế của máy phát

Giả sử suất tăng công suất theo khả năng thực tế của máy phát (hình 3-6)

trong 30 phút là βP, ta có:

………………..

Tính tương tự trong chu kỳ 30 phút ta có suất tăng công suất theo khả năng

thực tế của máy phát ta có:

, , , , ……

Xét giá trị nhỏ nhất giữa suất tăng công suất theo (λ) (hình 3-5) và suất tăng

công suất theo khả năng thực tế của máy phát (hình 3-6) ta có:

, trong đó:

Nếu

…………………………

Xét tương tự với , , , …

Từ đó ta có đồ thị công suất thực tế của máy phát trong chu kỳ tăng công

suất là 30 phút dưới đây:

Hình 3.7. Công suất phát thực tế của máy phát

Từ giá trị công suất ta tính được chi phí phát điện của từng tổ máy theo giá

trị (P) bằng công thức (3.5):

Chi phí mua điện từ các công ty điện lực:

Từ đó ta tính được lợi nhuận tại một thời điểm t theo (3.16) là:

(3.14)

Trong đó

Thể hiện quan hệ giữa công suất và lợi nhuận theo khả năng thực tế của máy

phát qua hình 3-8:

Hình 3.8. Quan hệ giữa công suất và lợi nhuận thực tế khả năng máy phát

Xét đồ thị (hình 3-4 và 3-8), từ thời điểm ban đầu giá điện thấp thì chi phí phát

điện của tổ máy lớn hơn giá điện trên thị trường nên tổ máy sẽ không phát

điện, nhưng đến thời điểm tiếp theo thì giá điện tiếp tục tăng nên tổ máy bắt đầu

khởi động, tại thời điểm này tổ máy phát công suất lên thị trường nhưng < Pmax, vì

bị ràng buộc về suất tăng công suất trong một giờ và lợi nhuận tại thời điểm này < 0

là do phải mất khoảng chi phí cho việc khởi động các tổ máy. Đến các thời điểm

tiếp theo tổ máy tiếp tục phát công suất và phát cao, nên lợi nhuận tăng, đến thời

điểm gần cuối ngày thì giá điện thấp hơn nên tổ máy giảm công suất, lợi nhuận tại

thời điểm này < 0, và tổ máy bắt đầu ngừng phát công suất lên thị trường, các thời

điểm tiếp theo giá điện tiếp tục giảm nên tổ máy sẽ không khởi động lại nữa, kết

thúc kế hoạch hoạt động của tổ máy trong khoảng thời gian khảo sát là 24 giờ.

3.3.2. Tính toán công suất dựa vào hàm chi phí của tổ máy

Từ hàm chi phí phát điện của tổ máy thứ I theo (3.3) là:

Cho giá điện (λ) mỗi giờ trong ngày, ta tính được công suất phát điện của tổ

máy thứ i theo giá điện (λ) tại thời điểm t theo (3.10): với

nên ta có:

Hình 3.9. Quan hệ giá điện và công suất

Từ giá trị công suất ta tính được chi phí phát điện của từng tổ máy theo giá trị

(P) bằng công thức (3.5):

Từ giá trị công suất ta tính được chi phí phát điện của từng tổ máy theo giá trị

(P) bằng công thức (3.5):

Chi phí mua điện từ các công ty điện lực:

Từ đó ta tính được lợi nhuận tại một thời điểm t theo (3.16) là:

(3.14)

Trong đó:

Thể hiện quan hệ giữa công suất và lợi nhuận qua hình 3-10:

Hình 3.10. Quan hệ giữa công suất và lợi nhuận

Do điều kiện ràng buộc khi phát điện của tổ máy thứ i là:

+ Cân bằng công suất:

+ Giới hạn về công suất: Pik min ≤ Pik ≤ Pik max

+ Giới hạn về công suất mua từ công ty điện phân phối: Pmk ≤ Pmk max

+ Thời gian bật tắt Ton ≥ Ton min và Toff ≥ Toff min

+ Chế độ bật tắt các tổ máy:

Thể hiện quan hệ giữa công suất và lợi nhuận theo khả năng thực tế của máy

phát qua hình 3-11:

Hình 3.11. Quan hệ giữa công suất và lợi nhuận thực tế khả năng máy phát

Xét đồ thị (hình 3-9 và 3-11), từ thời điểm ban đầu giá điện thấp thì chi phí

phát điện của tổ máy lớn hơn giá điện trên thị trường nên tổ máy sẽ không phát