Tính toán mật độ dòng điện kinh tế sử dụng hàm chi phí vòng đời trong điều kiện kinh tế thị trường ở Việt Nam

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:14

Thêm vào BST

Báo xấu

9
lượt xem 3
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Bài viết Tính toán mật độ dòng điện kinh tế sử dụng hàm chi phí vòng đời trong điều kiện kinh tế thị trường ở Việt Nam đề xuất một phương pháp mới để lựa chọn tiết diện dây dẫn dựa trên hàm chi phí vòng đời trong điều kiện kinh tế thị trường ở Việt Nam. Hàm chi phí vòng đời là tổng của chi phí đầu tư, chi phí bảo dưỡng và chi phí cho tổn thất điện năng. Trong đó, chi phí đầu tư phụ thuộc điện áp, tiết diện dây dẫn và áp lực gió của vùng đường dây đi qua và mối quan hệ này được xác định sử dụng phương pháp hồi quy từ dữ liệu của các đường dây đã được xây dựng trong 5 năm gần đây tại Việt Nam.

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Tính toán mật độ dòng điện kinh tế sử dụng hàm chi phí vòng đời trong điều kiện kinh tế thị trường ở Việt Nam

KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 TÍNH TOÁN MẬT ĐỘ DÒNG ĐIỆN KINH TẾ SỬ DỤNG HÀM CHI PHÍ VÒNG ĐỜI TRONG ĐIỀU KIỆN KINH TẾ THỊ TRƯỜNG Ở VIỆT NAM RECALCULATION OF LIFE CYCLE COST BASED ECONOMIC CURRENT DENSITY UNDER MARKET ECONOMY CONDITION IN VIETNAM 1 2 3 4 Phạm Năng Văn , Nguyễn Thái Minh , Hà Duy Giang , Lê Toản 1 Trường Điện ‒ Điện tử, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, Tel: 0988266541, E-mail: van.phamnang@hust.edu.vn 2 Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc Gia, Tel: 0986554118, E-mail: minhnt@nldc.evn.vn 3 Trường Điện ‒ Điện tử, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, Tel: 0352264913, E-mail: giang.hd181141@sis.hust.edu.vn 4 Trường Điện ‒ Điện tử, Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, Tel: 0971093629, E-mail: toan.l181280@sis.hust.edu.vn Tóm tắt: Lựa chọn hợp lý tiết diện dây dẫn có đóng góp đáng kể trong việc nâng cao hiệu quả kinh tế của các đường dây tải điện trên không. Phương pháp mật độ dòng điện kinh tế được áp dụng rộng rãi trong ngành điện ở Việt Nam để lựa chọn tiết diện dây dẫn của các đường dây này. Trị số mật độ dòng điện kinh tế đang áp dụng tại Việt Nam được đưa ra vào những năm 1950. Các trị số này được tính toán khi không xét sự thay đổi giá trị của dòng tiền theo thời gian, đồng thời giả thiết rằng chi phí biên của điện năng và chi phí của dây dẫn là không thay đổi. Tuy nhiên, những chi phí này có thể ảnh hưởng lớn đến trị số mật độ dòng điện kinh tế. Do đó, trị số mật độ dòng điện kinh tế cần được tính toán lại để phục vụ cho bài toán lựa chọn tiết diện dây dẫn. Bài báo này đề xuất một phương pháp mới dựa trên hàm chi phí vòng đời (LCC) để xác định một cách khoa học và toàn diện giá trị mật độ dòng điện kinh tế trong điều kiện kinh tế thị trường hiện nay. Chi phí vòng đời bao gồm tổng vốn đầu tư (CIC) và tổng chi phí vận hành (TCO), trong đó tổng chi phí vận hành bao gồm chi phí bảo dưỡng và chi phí cho tổn thất điện năng. Tổng vốn đầu tư của đường dây phụ thuộc vào cấp điện áp, tiết diện dây dẫn và áp lực gió. Hàm giải tích của tổng vốn đầu tư có được bằng cách sử dụng phương pháp hồi quy tuyến tính với các dữ liệu của các đường dây trên không đã được xây dựng. Tổn thất điện năng được xác định bằng cách sử dụng thời gian tổn thất công suất lớn nhất. Trong đó, thời gian tổn thất công suất lớn nhất phụ thuộc thời gian sử dụng công suất cực đại. Mối quan hệ giữa thời gian tổn thất công suất lớn nhất và thời gian sử dụng công suất cực đại đạt được từ dữ liệu đồ thị phụ tải trong quá khứ và sử dụng phương pháp hồi quy. Phương pháp đề xuất được áp dụng để lựa chọn tiết diện dây dẫn của đường dây trên không 110 kV và 220 kV ở Việt Nam. Các kết quả tính toán cho thấy, tiết diện dây dẫn được chọn theo phương pháp đề xuất có thể làm giảm chi phí vòng đời từ 5% đến 20% so với phương pháp truyền thống. Từ khóa: Đường dây trên không; Mật độ dòng điện kinh tế; Chi phí vòng đời; Tiết diện dây tối ưu. 554
CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA Abstract: Reasonable selection of cross-sectional area of conductors for overhead transmission lines has great effects on reaping economic benefits during the entire project’s life cycle. Economic current density is an essential reference for the selection of conductor size. The traditional economic current density put forward in the 1950s and widely used in the electric power industry in Vietnam takes no account of the time value of money and assumes constant values of the marginal cost of electricity and wire price. These prices, however, can profoundly affect economic current density values. Therefore, these values need to be updated. This paper proposes a novel methodology based on life cycle cost (LCC) to scientifically and comprehensively determine economic current density values, complying with the current market economy conditions. The total LCC can be expressed as the sum of the initial capital investment cost (CIC) and the total cost of operation (TCO), comprising the cost of maintenance and electrical energy loss. Analytical function of CIC relating to conductor cross-sectional area, nominal voltage and wind pressure is obtained using available data from previously constructed overhead lines and regression analysis. The electrical energy loss is determined using equivalent hours of loss, which in turn depends on equivalent hours of utilization. Analytical expression of equivalent hours of loss with respect to equivalent hours of utilization is attained using the regression method from historical load data. Finally, a practical case study of overhead lines of 110 kV and 220 kV in Vietnam is leveraged to validate the viability and effectiveness of the proposed approach. The deployment of the proposed approach reveals that the life cycle cost reduces by 5% to 20% compared to the method issued by the Vietnam standard. Keywords: Overhead Lines; Economic Current Density; Life Cycle Cost; Optimal Conductor Size. KÝ HIỆU Ký hiệu Đơn vị Ý nghĩa N năm Tuổi thọ của đường dây a, b, c Các hệ số chi phí 2 q daN/m Áp lực gió U kV Điện áp danh định n Số sợi đây đơn trong một pha m Số mạch đường dây 2 F mm Tiết diện dây dẫn r Hệ số chiết khấu aMC Hệ số vận hành của đường dây ΔA kWh Tổn thất điện năng cA VND/kWh Giá biên điện năng I max A Dòng điện pha 555
KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 r0, Ω/km Điện trở đơn vị của dây dẫn tại nhiệt độ   h Thời gian tổn thất công suất lớn nhất  Hệ số nhiệt điện trở của dây e, f Hệ số được xác định từ dữ liệu thống kê Tmax h Thời gian sử dụng công suất cực đại Pmax MW Công suất cực đại của phụ tải T h Thời gian tính tổn thất điện năng, T = 8760 h  Điện trở suất của dây dẫn tại 20oC TCO VND/km/năm Chi phí vận hành CMC VND/km/năm Chi phí bảo dưỡng CΔA VND/km/năm Chi phí cho tổn thất điện năng ˆ yi Kết quả hồi quy của dữ liệu thứ i yi Kết quả chính xác của dữ liệu thứ i CHỮ VIẾT TẮT LCC Chi phí vòng đời CIC Chí phí đầu tư TCO Chi phí vận hành ACSR Dây nhôm lõi thép EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam RMSE Sai số trung bình bình phương MAPE Sai số trung bình tuyệt đối 1. GIỚI THIỆU Lựa chọn tiết diện dây dẫn là một khâu rất quan trọng trong quy hoạch lưới điện. Chi phí dây dẫn chiếm khoảng (30 ÷ 40)% tổng chi phí vốn đầu tư của đường dây [1]. Lựa chọn hợp lý tiết diện dây dẫn không chỉ đảm bảo an toàn cho hệ thống điện mà còn tối ưu hóa chi phí bảo dưỡng, chi phí cho tổn thất công suất và chi phí cho tổn thất điện năng. Do đó, các nhà nghiên cứu đã công bố nhiều bài báo về tối ưu hóa tiết diện dây dẫn [2], [3]. Hiện tại, lựa chọn tiết diện dây dẫn sử dụng mật độ dòng điện kinh tế là phương pháp được áp dụng rộng rãi ở Việt Nam. Các giá trị mật độ dòng điện kinh tế cho đường dây trên không sử dụng dây nhôm lõi thép (ACSR) theo tiêu chuẩn Việt Nam được trình bày ở Bảng 2. Tuy nhiên, các trị số mật độ dòng điện kinh tế này được tính toán từ những năm 1950, không xét sự thay đổi của giá trị dòng tiền theo thời gian, bỏ qua sự thay đổi của giá điện và giá dây dẫn. Ngoài ra, những giá trị này được xác định sử dụng các đồ thị phụ tải của hệ thống điện Liên Xô (cũ) từ những năm 1950. Vì 556
CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA vậy, các giá trị mật độ dòng điện kinh tế cần được tính toán lại để phản ánh điều kiện kinh tế thị trường và xét đến đồ thị phụ tải hiện nay ở Việt Nam. Bảng 2. Mật độ dòng điện kinh tế theo tiêu chuẩn Việt Nam (A/mm2) Thời gian sử dụng công suất lớn nhất (h) Vật liệu dây 1000 ÷ 3000 3000 ÷ 5000 > 5000 ACSR 1,3 1,1 1,0 Lý thuyết về chi phí vòng đời đã và đang được áp dụng rộng rãi trong công nghiệp điện, trong đó có bài toán lựa chọn tiết diện dây dẫn [4], [5]. Hàm chi phí vòng đời bao gồm tổng vốn đầu tư và tổng chi phí vận hành [6]. Trong đó, chi phí vận hành bao gồm chi phí cho bảo dưỡng sửa chữa và chi phí cho tổn thất điện năng [7]. Hiện nay, trong công tác quy hoạch ở Việt Nam, tổn thất điện năng của lưới điện thường được tính toán theo công thức sau: A  Pmax (1) trong đó τ được xác định theo công thức sau [8]:    0,124  Tmax 104   8760  h  2 (2) Tuy nhiên, công thức trên cũng được tính toán từ dữ liệu của hệ thống điện Liên Xô (cũ) những năm 1950. Do đó, công thức này có thể không phù hợp để tính toán tổn thất điện năng của hệ thống điện Việt Nam và do đó, không đảm bảo điều kiện tối ưu khi lựa chọn tiết diện dây dẫn. Từ những vấn đề trên, mục tiêu của bài báo này là xây dựng hai công thức giải tích: (1) chi phí đầu tư phụ thuộc vào điện áp định mức, tiết diện dây và các thông số khác; (2) thời gian tổn thất công suất lớn nhất phụ thuộc vào thời gian sử dụng công suất cực đại. Hai công thức giải tích này đều được xác định bằng cách sử dụng phương pháp hồi quy với dữ liệu của hệ thống điện Việt Nam những năm gần đây. Từ đó, giá trị mới của mật độ dòng điện kinh tế được đề xuất. Giá trị này phù hợp với nền kinh tế thị trường và đặc điểm hiện tại của hệ thống điện Việt Nam. Bài báo có cấu trúc gồm bốn phần. Phần 2 trình bày về cơ sở lý thuyết của hàm chi phí vòng đời và cách xác định mật độ dòng điện kinh tế. Phần 3 mô tả về kết quả nghiên cứu và thảo luận sử dụng đường dây trên không có cấp điện áp 110 kV và 220 kV. Những kết luận và khuyến nghị được đưa ra trong phần 4. 557
KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 2. CƠ SỞ LÝ THUYẾT 2.1. Chi phí vòng đời của đường dây trên không Hàm mục tiêu của bài toán lựa chọn tiết diện dây dẫn cho đường dây trên không là tối thiểu hóa chi phí vòng đời của đường dây (LCC). Chi phí vòng đời bao gồm chi phí đầu tư (CIC), chi phí vận hành (TCO) và được biểu diễn như sau: N 1 LCC  CIC   TCOt (3) 1  r  t t 1 2.1.1. Chi phí đầu tư Trong bài báo này, tham số K0 là chi phí đầu tư mỗi 1 km cho đường dây trên không. Ngoài ra, đơn vị tiền tệ của Việt Nam (VND) được áp dụng. Chi phí đầu tư của dây dẫn phụ thuộc vào cấp điện áp, tiết diện dây dẫn, số mạch đường dây và áp lực gió v.v. [8], [9]: K0  a  b  q U  c  4 n  m  q  F  VND/km (4) Các hệ số a, b và c được xác định bằng cách sử dụng phương pháp hồi quy tuyến tính với dữ liệu được thống kê từ các đường dây đã được xây dựng. 2.1.2. Chi phí vận hành Tổng chi phí vận hành hằng năm cho 1 km đường dây trên không bao gồm chi phí bảo dưỡng và chi phí cho tổn thất điện năng được biểu diễn như sau: TCO  CMC  CA (VND/km/năm) (5) Chi phí bảo dưỡng (CMC) Chi phí bảo dưỡng hàng năm thường được ước lượng theo chi phí đầu tư của đường dây và được xác định như sau: CMC  aMC K0 (VND/km/năm) (6) Chi phí cho tổn thất điện năng (CΔA) Chi phí cho tổn thất điện năng trên điện trở của dây có thể được xác định như sau [9], [10]: CA  A  cA  3m  I max  r0,   cA (VND/km/năm) 2 (7) Điện trở tại nhiệt độ  bất kỳ được xác định như sau: 558
CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA r0,20C 1     20     r0,   Ω/km  (8) n Thời gian tổn thất công suất lớn nhất được tính toán theo công thức được đề xuất bởi Kezevich năm 1948 và được sử dụng rộng rãi ở Việt Nam như sau [8]:    e  f  Tmax 104  8760 h 2 (9) Phương pháp hồi quy tuyến tính được sử dụng với dữ liệu đầu vào là đồ thị phụ tải ngày đêm, đồ thị phụ tải tháng và đồ thị phụ tải năm để ước lượng các hệ số trong (9). Thời gian tổn thất công suất lớn nhất và thời gian sử dụng công suất lớn nhất có thể được tính toán như sau: T T  P  t  dt   P  t  2   dt Tmax  0 ;  0 2 (10) Pmax Pmax 2.1.3. Chi phí vòng đời Từ các biểu thức (4) (7), hàm chi phí vòng đời cho 1 km đường dây trên không được xác định như sau: N 1 LCC  K 0    aMC K 0  A  cA   VND/km  1  r  t t 1 (11) LCC  K 0    aMC K 0  3m  I  r0,   cA  N 1 2  VND/km  1  r  max t t 1 Chi phí vận hành hằng năm được giả sử là không đổi. Do đó, biểu thức (11) có thể được biến đổi như sau: 1  r   1 VND/km N LCC  K0   aMC K 0  3m  I 2  r0,   cA    (12) r 1  r  max N 2.2. Mật độ dòng điện kinh tế Với điện áp và áp lực gió của vùng đường dây đi qua đã biết, vốn đầu tư cho 1 km đường dây trên không là hàm chỉ phụ thuộc vào tiết diện dây dẫn, từ đó biểu thức (4) được viết lại như sau: K0  F   a  cF  VND/km  (13) trong đó: 559
KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 a  a  b  q U (14) c  c  4 n  m  q (15) Đặt: 1  r   1 N p (16) r 1  r  N Ngoài ra, điện trở tại nhiệt độ 20oC có thể được xấp xỉ như sau:  r0,20C   Ω/km  (17) F Từ biểu thức (12) (17), hàm chi phí vòng đời có thể được biến đổi như sau:   1     20     c  p VND/km LCC  I max , F   K 0  F    aMC K 0  F   3mI max  2 A     F n    (18) Để tìm mật độ dòng điện kinh tế, ta tính toán đạo hàm của hàm chi phí vòng đời theo tiết diện dây dẫn:  1     20    LCC  I max , F  K0  F   K0  F       aMC  3mI max 2 2  cA  p  F F  F F n     1     20       c  aMCc  3mI max  2  cA  p   F2 n    (19) Sau đó, tại đạo hàm bằng 0 thì ta đạt được tiết diện dây dẫn tối ưu: LCC  I max , F  1     20   c  0   aMCc  3mI max    c 1 2 A  0 (20) F p n 2 Fopt 3 cA  1     20  Fopt  I max 1   4 5   mm 2 (21)   aMC  c n  q p    Mật độ dòng điện kinh tế được định nghĩa như sau: 560
CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA 1  4 5   aMC  c n  q p  j  I max Fopt     3 cA  1     20    A/mm  2 (22)   Biểu thức (22) cho thấy rằng mật độ dòng điện kinh tế phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố, đặc biệt là hệ số c liên quan đến chi phí xây dựng đường dây, giá biên điện năng cA và thời gian tổn thất công suất lớn nhất. Do đó, khi những thông số này thay đổi thì mật độ dòng điện kinh tế cũng cần được tính toán lại để phù hợp với điều kiện kinh tế thị trường và đồ thị phụ tải của hệ thống điện. Trị số mật độ dòng điện kinh tế trung bình tương ứng với thời gian sử dụng công suất lớn nhất biến thiên từ Tmax1 đến Tmax2:  A/mm  T max2 1 jtb   jdt 2 Tmax2  Tmax1 Tmax1 1  4 5   aMC  c n q p  1   0,0494  1,0824  Tmax 2 104 jtb  ln Tmax 2  Tmax1  3 8760  cA  1     20  1,0824 104  0,0494  1,0824  Tmax1 104 2   (23) 3. KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU VÀ THẢO LUẬN Trong phần này, dữ liệu thu thập tại Việt Nam được sử dụng bao gồm: (1) chi phí xây dựng các đường dây trên không được công bố bởi EVN trong năm 2018, (2) đồ thị phụ tải hệ thống điện Việt Nam từ năm 2016 đến năm 2020 [10]. Ngoài ra, các công thức hồi quy được đánh giá bởi các công thức sai số RMSE và MAPE như sau [11]: 1 n 100 n yi  yi ˆ RMSE    yi  yi ; n i 1 ˆ MAPE   y n i 1 (24) i Áp dụng phương pháp hồi quy, ta xác định được phương trình biểu diễn mối quan hệ của vốn đầu tư theo điện áp, tiết diện dây dẫn và áp lực gió như sau:  K0  309,9403  0,1639qU  0, 0138 4 nmqF 106   VND/km  (25) Sai số RMSE và MAPE của phương trình này lần lượt là 34,711 và 23,088. Những sai số này cho thấy rằng phương trình hồi quy theo (25) là phù hợp. Tương tự, công thức biểu diễn mối quan hệ của thời gian tổn thất công suất lớn nhất 561
KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 theo thời gian sử dụng công suất cực đại được xác định như sau:    0, 0494  1, 0824  Tmax 104   8760 h  2 (26) Sai số RMSE và MAPE của phương trình (26) lần lượt là 0,00894 và 0,805566. Các sai số này cho thấy rằng mô hình hồi quy (26) rất phù hợp để biểu diễn mối quan hệ giữa thời gian tổn thất công suất lớn nhất và thời gian sử dụng công suất cực đại. Tiếp theo, để tính toán mật độ dòng điện kinh tế theo phương pháp đề xuất, hai trường hợp được tính toán như dưới đây. Trường hợp 1: Chọn tiết diện dây dẫn cho đường dây trên không điện áp 110 kV hai mạch, sử dụng dây nhôm lõi thép (ACSR), cung cấp điện cho phụ tải 50 MW với cosφ = 0,9 và vùng đường dây đi qua có q = 95 daN/m2. Trường hợp 2: Chọn tiết diện dây dẫn cho đường dây trên không điện áp 220 kV hai mạch, sử dụng dây nhôm lõi thép, cung cấp cho phụ tải 180 MW với cosφ = 0,9 và vùng đường dây đi qua có q = 95 daN/m2. Ngoài ra, hệ số chiết khấu được chọn bằng 7% và nhiệt độ làm việc của đường dây được lấy bằng 50oC. Ba trường hợp tương ứng với thời gian tổn thất công suất lớn nhất khác nhau được xem xét là Tmax = 4500 h, Tmax = 5100 h và Tmax = 6000 h. Đối với mỗi trị số thời gian tổn thất công suất lớn nhất, các trị số khác nhau của giá điện được xem xét, bao gồm 1500 VND/kWh, 1866,44 VND/kWh, 2200 VND/kWh, 2500- VND/kWh và 3000 VND/kWh. 3.1. Sử dụng tiêu chuẩn Việt Nam Dòng điện pha: 502  24,2162 I max   145,79 A 3 110  2 Tiết diện dây dẫn tối ưu: I max 145,79 Fopt    145,79 mm2 j 1 Vì không có tiết diện tiêu chuẩn 145,79 mm2 nên dây ACSR-150 được chọn. Chi phí đầu tư của dây dẫn ACSR-150:  K0  309,9403  0,1639  95110  0,0138 2 95150  2415,99 106 VND/km  Chi phí vòng đời của đường dây sử dụng dây ACSR-150: 562
CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA  0,07  2415,99    LCC I max , Fopt    2415,99    3  2 145,79  2 28  6  1,12  3168,586 1,5 10  12,409  150    LCC I max , Fopt  6087,071 106 VND/km   3.2. Sử dụng phương pháp đề xuất Thời gian tổn thất công suất lớn nhất:    0,0494 1,0824 Tmax 104   8760  3168,586 h 2 Mật độ dòng điện kinh tế:  1    0,07   0,0138  4 15  2  95 j  12,409   0,664 A/mm2   3 2  3168,589  0,0015  28  1  0,004  50  20    Tiết diện dây dẫn tối ưu: I max 145,79 Fopt     219,56 mm2 j 0,664 Vì không có tiết diện tiêu chuẩn 219,56 mm2 nên dây ACSR-240 được chọn. Chi phí đầu tư của dây ACSR-240:   K0 Fopt  309,9403  0,1639 95110  0,0138 2 95 240  2651,97 106 VND/km    Chi phí vòng đời của đường dây sử dụng dây ACSR-240:  0,07  2651,97     LCC I max , Fopt    2651,97    3  2 145,79  2 28  6  1,12  3168,586 1,5 10  12,409  240    LCC I max , Fopt  5938,359 106 VND/km    Từ các kết quả trên, ta có thể thấy rằng:   LCC I max , Fopt   0,975 LCC  I max , Fopt  Giá trị của hàm chi phí vòng đời sử dụng phương pháp đề xuất nhỏ hơn so với phương pháp theo tiêu chuẩn Việt Nam. Mức độ giảm của chi phí vòng đời phụ thuộc vào giá điện và thời gian sử dụng công suất lớn nhất. Đặc biệt, khi Tmax = 6000 h và cΔA = 3000 VND/kWh, chi phí vòng đời theo phương pháp đề xuất giảm đến 16,4% so với phương 563
KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 pháp sử dụng tiêu chuẩn Việt Nam. Kết quả tính toán, sự so sánh giữa phương pháp đề xuất và phương pháp theo tiêu chuẩn Việt Nam của trường hợp 1 được trình bày trong Bảng 3. Tương tự, kết quả tính toán của trường hợp 2 được trình bày trong Bảng 4. Mật độ dòng điện kinh tế trung bình của phương pháp đề xuất được trình bày trong Bảng 5. Kết quả tính toán cho thấy, mật độ dòng điện kinh tế theo phương pháp đề xuất có trị số khác so với mật độ dòng điện kinh tế được ban hành theo tiêu chuẩn Việt Nam. Bảng 3. Kết quả tính toán và so sánh chi phí vòng đời của trường hợp 1 cΔA LCC  I max , Fopt   Tmax (VNĐ/k  Fopt LCC  I max , Fopt   Fopt LCC  I max , Fopt  (h) Wh) LCC  I max , Fopt  (mm2) (106VND/km) (mm2) (106VND/km) 1500 185 5700,582 120 5931,630 0,961 1866,44 240 5928,607 120 6313,708 0,939 4500 2200 240 6102,505 120 6661,503 0,916 2500 240 6258,906 120 6974,306 0,897 3000 300 6500,745 120 7495,644 0,867 1500 240 5938,36 150 6087,081 0,976 1866,44 240 6178,452 150 6471,227 0,955 5100 2200 240 6397,000 150 6820,905 0,938 2500 300 6559,933 150 7135,401 0,919 3000 300 6822,013 150 7659,561 0,891 1500 240 6282,525 150 6637,744 0,946 1866,44 300 6570,439 150 7156,413 0,918 6000 2200 300 6806,505 150 7628,543 0,892 2500 330 7004,961 150 8053,172 0,870 3000 330 7326,649 150 8760,886 0,836 Bảng 4. Kết quả tính toán và so sánh chi phí vòng đời của trường hợp 2 cΔA LCC  I max , Fopt   (VNĐ/k  Fopt LCC  I max , Fopt   Fopt LCC  I max , Fopt  LCC  I max , Fopt  Tmax (h) Wh) (mm2) (106VND/km) (mm2) (106VND/km) 1500 330 10360,594 240 10580,973 0,979 4500 1866,44 400 10750,371 240 11173,362 0,962 564
CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA cΔA LCC  I max , Fopt   Tmax (VNĐ/k  Fopt LCC  I max , Fopt   Fopt LCC  I max , Fopt  (h) Wh) LCC  I max , Fopt  (mm2) (106VND/km) (mm2) (106VND/km) 2200 400 11073,912 240 11712,596 0,945 2500 400 11364,901 240 12197,578 0,932 3000 500 11757,859 240 13005,880 0,904 1500 400 10768,517 240 11203,605 0,961 1866,44 400 11215,213 240 11948,099 0,939 5100 2200 500 11575,416 240 12625,790 0,917 2500 500 11867,980 240 13235,298 0,897 3000 500 12355,586 240 14251,145 0,867 1500 400 11408,843 240 12270,815 0,930 1866,44 500 11887,527 240 13276,021 0,895 6000 2200 500 12326,732 240 14191,032 0,869 2500 630 12679,429 240 15013,981 0,845 3000 630 13201,937 240 16385,564 0,806 Bảng 5. Mật độ dòng điện kinh tế theo phương pháp đề xuất Thời gian sử dụng công suất lớn nhất (h) cΔA (VNĐ/kWh) 1000 ÷ 3000 3000 ÷ 5000 > 5000 1500 1,595 0,842 0,514 1866,44 1,430 0,755 0,461 2200 1,317 0,695 0,425 2500 1,235 0,652 0,398 3000 1,128 0,595 0,363 4. KẾT LUẬN VÀ KHUYẾN NGHỊ 4.1. Kết luận Bài báo này đã đề xuất một phương pháp mới để lựa chọn tiết diện dây dẫn dựa trên hàm chi phí vòng đời trong điều kiện kinh tế thị trường ở Việt Nam. Hàm chi phí vòng đời là tổng của chi phí đầu tư, chi phí bảo dưỡng và chi phí cho tổn thất điện năng. Trong đó, chi phí đầu tư phụ thuộc điện áp, tiết diện dây dẫn và áp lực gió của vùng đường dây đi qua và mối quan hệ này được xác định sử dụng phương pháp hồi quy từ dữ liệu của các đường dây đã được xây dựng trong 5 năm gần đây tại Việt Nam. Tương tự, sự phụ thuộc của thời gian tổn thất công suất lớn nhất vào thời gian sử dụng công 565
KỶ YẾU HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC NĂM 2022 suất cực đại cũng được xác định sử dụng phương pháp hồi quy sử dụng đồ thị phụ tải của hệ thống điện Việt Nam từ năm 2016 đến 2020. Sau đó, phương pháp đề xuất được đánh giá và so sánh với phương pháp theo tiêu chuẩn Việt Nam trong hai trường hợp lựa chọn tiết diện dây dẫn của đường dây trên không cấp điện áp 110 kV và 220 kV. Kết quả tính toán cho thấy rằng, tiết diện dây dẫn được lựa chọn theo phương pháp đề xuất kinh tế hơn so với phương pháp đang được áp dụng theo tiêu chuẩn Việt Nam. 4.2. Khuyến nghị Mật độ dòng điện kinh tế cần được tính toán lại theo chu kỳ 5 năm dựa trên “Quyết định của EVN về việc công bố suất vốn đầu tư xây dựng công trình trạm biến áp, đường dây tải điện cấp điện áp từ 110 kV đến 500 kV” và dữ liệu đồ thị phụ tải của hệ thống điện Việt Nam trong 5 năm gần thời điểm tính toán. Sau 5 năm, mật độ dòng điện kinh tế trung bình được xác định theo (23) và trình bày tương tự như Bảng 5. Tuy nhiên, lựa chọn tiết diện dây dẫn cũng có thể được áp dụng theo các bước như sau: 1) Tính toán dòng điện trên đường dây trong chế độ cực đại; 2) Tính toán các hệ số của biểu thức thời gian tổn thất công suất lớn nhất (9); 3) Xác định mật độ dòng điện kinh tế theo (22); 4) Xác định tiết diện dây dẫn tối ưu; 5) Lựa chọn tiết diện tiêu chuẩn; 6) Kiểm tra các điều kiện kỹ thuật của dây dẫn. TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] R. Vajeth and D. Dama, 2004. Conductor optimisation for overhead transmission lines. In 2004 IEEE Africon. 7th Africon Conference in Africa (IEEE Cat. No. 04CH37590), Durban, South Africa, 11-15 July 2005. IEEE PES, 589–595. [2] I. Osman, M. A. Rahman, A. R. Mahbub, and A. Haque, 2014. Benefits of optimal size conductor in transmission system. In 2014 International Conference on Advances in Electrical Engineering (ICAEE). 2014, 1–4. [3] G. J. Anders, M. Vainberg, D. J. Horrocks, S. M. Foty, J. Motlis, and J. Jarnicki, 1993. Parameters affecting economic selection of cable sizes. IEEE Trans. Power Deliv. 1661–1667. [4] I. Jeromin, G. Balzer, J. Backes, and R. Huber, 2009. Life cycle cost analysis of transmission and distribution systems. In 2009 IEEE Bucharest PowerTech, Prague, 8-11 June 2009. CIRED, 1–6. [5] J. F. Franco, M. J. Rider, M. Lavorato, and R. Romero, 2012. Optimal conductor size selection and reconductoring in radial distribution systems using a mixed-integer LP approach. IEEE Trans. Power Syst, 28, 10–20. [6] D. Das, 2004. Maximum loading and cost of energy loss of radial distribution feeders. Int. J. Electr. Power Energy Syst, 26, 307–314. 566
CHUYỂN ĐỔI SỐ VÀ NÂNG CAO HIỆU QUẢ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA [7] J. Schlabbach and K.-H. Rofalski, 2014. Power system engineering: planning, design, and operation of power systems and equipment. John Wiley & Sons,. [8] A. Wu and B. Ni, 2015. Line loss analysis and calculation of electric power systems. John Wiley & Sons. [9] L. M. Queiroz, M. A. Roselli, C. Cavellucci, and C. Lyra, 2012. Energy losses estimation in power distribution systems. IEEE Trans. Power Syst, 27, 1879–1887. [10] Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Quyết định số 170/QĐ-EVN ban hành ngày 12 tháng 6 năm 2018 về việc công bố suất vốn đầu tư xây dựng công trình đường dây tải điện cấp điện áp 110 kV đến 500 kV. [11] N. Tang, S. Mao, Y. Wang, and R. M. Nelms, 2018. Solar power generation forecasting with a LASSO-based approach. IEEE Internet Things J, 5, 1090–1099. AN NINH MẠNG TRONG NGÀNH ĐIỆN 567