Tính toán tổn thất điện năng lưới phân phối điện quảng ninh có xét đến việc sử dụng các nguồn năng lượng tái tạo

Cụ thể, tên được đề xuất cho nghiên cứu của luận văn sẽ là "TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI PHÂN PHỐI ĐIỆN QUẢNG NINH CÓ XÉT ĐẾN VIỆC SỬ DỤNG CÁC NGUỒN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO" Đối tượng và

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

-

HOÀNG TUẤN TÚ

TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI PHÂN PHỐI ĐIỆN

QUẢNG NINH CÓ XÉT ĐẾN VIỆC SỬ DỤNG CÁC

NGUỒN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện - Hệ thống điện

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

1 TS Bạch Quốc Khánh

Hà Nội - 2014

MỤC LỤC

MỤC LỤC 0

LỜI CAM ĐOAN 3

LỜI CẢM ƠN 4

CHƯƠNG MỞ ĐẦU 5

CHƯƠNG 1 VẤN ĐỀ TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG LƯỚI PHÂN PHỐI ĐIỆN 8

1.1 Tổng quan chung về tổn thất điện năng 8

1.2 Tổng quan các phương pháp tính toán tổn thất điện năng lưới điện phân phối 9

1.2.1 Xác định tổn thất điện năng với sự trợ giúp của các thiết bị đo 10

1.2.3 Xác định tổn thất điện năng theo các đặc tính xác suất của phụ tải 12

1.2.4 Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo đường cong tổn thất 15

1.2.5 Xác định tổn thất điện năng theo cường độ dòng điện thực tế 17

1.2.6 Xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải 17

1.2.7 Xác định tổn thất điện năng theo thời gian hao tổn công suất cực đại 18

1.3 Vấn đề tổn thất điện năng trên lưới phân phối Việt Nam hiện nay 22

1.3.1 Các mục tiêu đánh giá tổn thất điện năng của Tổng công ty ĐL Miền Bắc 22

1.3.2 Tổn thất lưới điện phân phối của tỉnh Quảng Ninh 23

1.4 Lựa chọn phương pháp tính toán tổn thất lưới điện trung thế 25

CHƯƠNG 2 SỬ DỤNG NGUỒN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO TẠI TỈNH QUẢNG NINH 27

2.1 Tổng quan tiềm năng sử dụng năng lượng tái tạo tại Việt Nam 27

2.1.1 Tiềm năng điện mặt trời 27

2.1.2 Tiềm năng điện gió 28

2.2 Tiềm năng sử dụng năng lượng tái tạo ở Quảng Ninh 31

2.2.1 Điện mặt trời 31

2.2.2 Tiềm năng điện gió 33

2.3 Một số đặc điểm chính về công nghệ 34

2.3.1 Điện mặt trời 34

2.3.2 Điện gió 35

2.4 Kết luận 37

CHƯƠNG 3 ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH QUẢNG NINH KHI CÓ CÁC NGUỒN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO 38

3.1 Lập mô hình bài toán 38

3.1.1 Các thông tin ban đầu 38

3.1.2 Mô phỏng đặc tính công suất phát của các nguồn năng lượng tái tạo 40

3.1.3 Công cụ tính toán 43

3.2 Trình tự tính toán và phân tích kết quả 48

3.2.1 Xét nguồn điện mặt trời (PV) 48

3.2.2 Xét nguồn điện gió 57

3.2.3 Phân tích kết quả 59

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 62

Tài liệu tham khảo 64

Phụ lục 65

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn là kết quả nghiên cứu của riêng tôi, không sao chép của ai Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công

bố trong bất kỳ công trình nào khác Nội dung luận văn có tham khảo và sử dụng các tài liệu, thông tin được đăng tải trên các tác phẩm, tạp chí, bài báo và các trang web theo danh mục tài liệu tham khảo của luận văn

Tác giả

LỜI CẢM ƠN

Tôi xin chân thành cảm ơn sự hướng dẫn nhiệt tình của TS Bạch Quốc Khánh, giảng viên Bộ môn Hệ thống điện, Viện Điện, Trường đại học Bách khoa Hà Nội - 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, các thầy cô tại Viện 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 Viện Điện và Viện 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, những người đã tạo điều kiện rất nhiều cho tôi trong suốt chặng đường học tập đã qua

Hoàng Tuấn Tú

tố môi trường, an ninh năng lượng, đa dạng hoá nguồn năng lượng Việt Nam chúng ta

có tiềm năng lớn phát triển các nguồn năng lượng tái tạo, đặc biệt là các nguồn sau

Bảng M.1 Tiềm năng Thủy điện, điện gió và điện mặt trời tại Việt Nam

Loại nguồn Tiềm năng Khu vực/đối tượng sử dụng

Thủy điện nhỏ > 4.000 MW Khu vực miền núi: Đông Bắc; Tây Bắc, Bắc

Trung bộ; Nam Trung Bộ; Tây Nguyên Cho nối lưới và lưới điện nhỏ

Điện gió > 30.000 MW + Miền trung, tây nguyên, các đảo

+ Các khu vực ven biển và nơi có gió địa hình khác

Điện mặt trời 4-5

kWh/m2/ngày

+ Nhiệt mặt trời: Tất cả các khu vực dân cư + Điện mặt trời: Khu vực dân cư ngoài lưới

Nguồn: GIC Power

Việc phát triển NLTT tại Việt Nam rất cần thiết để đảm bảo an ninh năng lượng, góp phần cải thiện sức khỏe cộng đồng, bảo vệ môi trường, ứng phó với biến đổi khí

hậu, tạo việc làm… Trong thời gian qua, nhiều dự án phát triển sử dụng năng lượng tái

tạo tại Việt Nam đã được thông qua và triển khai trên toàn quốc do Bộ công thương,

Bộ khoa học công nghệ, Tập đoàn Điện lực Việt Nam quản lý Tại các địa phương có

tiềm năng năng lượng tái tạo lớn, nghiên cứu phát triển các nguồn năng lượng này sẽ là

những bước phát triển hệ thống năng lượng lâu dài, bền vứng Đó cũng là động lực để

luận văn nghiên cứu về lĩnh vực này đối với tỉnh Quảng Ninh, nơi cũng có tiềm năng

lớn về năng lượng tái tạo như gió và điện mặt trời

Các nguồn năng lượng tái tạo thường là các nguồn điện phân tán, có công suất

không lớn và sử dụng chủ yếu trong lưới phân phối điện Bài toán nghiên cứu sử dụng

nguồn điện phân tán trong lưới phân phối cần được đặt ra từ khâu qui hoạch, thiết kế

đến quản lý vận hành trong đó phải xem xét rất nhiều khía cạnh ảnh hưởng của nguồn

điện phân tán như đến thiết kế, đến sự làm việc của các hệ thống bảo vệ, đến độ tin

cậy, đến chất lượng điện năng… Các nguồn điện phân tán sử dụng năng lượng tái tạo

lại có những đặc thù riêng nên càng cần nghiên cứu xem xét đầy đủ các ảnh hưởng trên

đây

Với các ý nghĩa trên, hướng nghiên cứu của luận văn sẽ là nghiên cứu ứng dụng

năng lượng tái tạo ở Quảng Ninh, với việc xem xét đến các ảnh hưởng của sự xuất hiện

các nguồn năng lượng này trong lưới phân phối điện tỉnh Quảng Ninh Cụ thể, tên

được đề xuất cho nghiên cứu của luận văn sẽ là

"TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI PHÂN PHỐI ĐIỆN QUẢNG

NINH CÓ XÉT ĐẾN VIỆC SỬ DỤNG CÁC NGUỒN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO" Đối tượng và mục tiêu nghiên cứu của đề tài bao gồm

- Tìm hiểu các nguồn phân tán và sử dụng nguồn năng lượng gió ở tỉnh Quảng

Ninh

- Các vấn đề về tổn thất điện năng và đánh giá tổn thất điện năng trong lưới

phân phối điện

- Đánh giá ảnh hưởng của sử dụng các nguồn điện phân tán dùng năng lượng tái tạo đến tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong lưới phân phối Quảng Ninh

Vấn đề nghiên cứu của đề tài có tính cấp thiết lớn khi Quảng Ninh đang có những

dự án (do sở khoa học công nghệ Quảng Ninh thực hiện) phát triển các nguồn năng lượng tái tạo Kết quả nghiên cứu của luận văn nhằm cung cấp các đánh giá về tổn thất lưới phân phối (nghiên cứu điển hình) ở các kịch bản lắp đặt các nguồn năng lượng tái tạo có xét đến các đặc điểm riêng của công nghệ phát điện cho từng loại nguồn Kết quả đó có thể giúp cho các công tác quy hoạch, thiết kế, lựa chọn phương án lắp đặt sử dụng các nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo trong lưới phân phối của tỉnh Để đạt được mục tiêu nghiên cứu của luận văn, bố cục chính của luận văn gồm các phần như sau

- Chương Mở đầu

- Chương 1 Vấn đề tính toán tổn thất điện năng trong lưới phân phối điện

- Chương 2 Sử dụng các nguồn năng lượng tái tạo tại tỉnh Quảng Ninh

- Chương 3 Đánh giá tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối tỉnh Quảng

Ninh khi có các nguồn năng lượng tái tạo

- Kết luận và kiến nghị

CHƯƠNG 1 VẤN ĐỀ TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

TRONG LƯỚI PHÂN PHỐI ĐIỆN

1.1 Tổng quan chung về tổn thất điện năng

Tổng tổn thất điện năng trong hệ thống điện là chênh lệch giữa lượng điện năng sản xuất từ nguồn điện và lượng điện năng được tiêu thụ tại phụ tải trong một khoảng thời gian nhất định, trong tính toán thường lấy là 1 năm [1], [2]

Tổn thất điện năng có thể chia làm hai loại: tổn thất kỹ thuật và tổn thất kinh doanh

Tổn thất kỹ thuật là tổn thất điện năng do tính chất vật lý của quá trình truyền tải điện năng gây ra Do đó không thể loại bỏ hoàn toàn mà chỉ có thể hạn chế ở mức độ hợp lý Cũng có thể phân biệt dạng tổn thất này thành 2 loại:

- Tổn thất điện năng phụ thuộc vào dòng điện: là tổn thất do phát nóng trong các phần tử, phụ thuộc vào bình phương của cường độ dòng điện và điện trở tác dụng của phần tử Đây là thành phần chính được tính đến trong tổn thất điện năng

- Tổn thất phụ thuộc vào điện áp bao gồm tổn thất không tải của MBA, tổn thất vầng quang điện, tổn thất do rò điện (cách điện không tốt), tổn thất trong mạch từ của các thiết bị đo lường…

Tổn thất kinh doanh là tổn thất điện năng do quản lý kém gây ra Do đó không thể giải quyết bằng các biện pháp kỹ thuật, mà chỉ có thể dùng các biện pháp quản lý hành chính Một số trường hợp có thể phân loại để xác định tổn thất điện năng ở khâu nào,

từ đó có biện pháp xử lý Ví dụ điện năng tổn thất khi đã được sử dụng, nhưng không

được đo; điện năng đã được đo nhưng không được vào hóa đơn; điện năng đã được vào hóa đơn nhưng không được trả tiền hoặc chậm trả tiền…

Các thành phần tổn thất điện năng phụ thuộc vào điện áp, chủ yếu là tổn thất không tải của máy biến áp và tổn thất vầng quang điện, có thể coi là không đổi, thường được xác định từ các dữ liệu thống kê

Thành phần tổn thất phụ thuộc vào dòng điện (phát nóng) được xác định dựa trên

cơ sở tính toán chế độ của hệ thống điện Trong đó các tính toán được thực hiện để xác định tổn thất công suất trên các đường dây và máy biến áp tại các thời điểm cụ thể, khi

đó tổn thất điện năng có thể tính được bằng cách chia đồ thị phụ tải/công suất nguồn trong các ngày điển hình thành các khoảng thời gian với giá trị không đổi Để tính chính xác như vậy yêu cầu có đồ thị phụ tải và đồ thị công suất nguồn thống kê đồng

bộ trong các ngày vận hành, vì thế hầu như không thể thực hiện được, nhất là đối với lưới điện phân phối trung áp

Hơn nữa, đối với lưới phân phối điện, tổn thất điện năng chủ yếu xảy ra trên đường dây và trong máy biến áp phân phối và các thành phần tổn thất chỉ có phát nóng

do điện trở dây dẫn, tổn thất trong cuộn dây máy biến áp và tổn thất không tải máy biến

áp

1.2 Tổng quan các phương pháp tính toán tổn thất điện năng lưới điện phân phối

Khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến các công ty, nhà máy và

hộ dùng điện ta cần phải dùng dây dẫn và máy biến áp Khi có dòng điện chạy qua, do

có điện trở và điện kháng trên đường dây nên nó đã gây ra tổn thất công suất dẫn đến tổn thất về điện năng

Trị số tổn thất điện năng trong bất kỳ một phần tử nào của mạng điện phụ thuộc chủ yếu vào tính chất của phụ tải và sự thay đổi của phụ tải trong thời gian khảo sát

Nếu phụ tải của đường dây không thay đổi và xác định được tổn thất công suất tác dụng trên đường dây là ∆P thì khi đó tổn thất điện năng trong thời gian t sẽ là:

Q P R dt (t) U

(t) S R dt 3Ri ΔA

t 0 2 t

2 t 2 t t

0 2

2 t

R

1

2 i 2 i n

H

2 i 2 H

và dòng điện trung bình bình phương (Itbbp) Ngoài ra còn có thể sử dụng một số phương pháp khác như sử dụng công tơ, tính theo đồ thị phụ tải, theo đặc tính xác suất của phụ tải,…

Dưới đây là tóm tắt một số phương pháp dùng để xác định tổn thất điện năng trong mạng phân phối trung áp

1.2.1 Xác định tổn thất điện năng với sự trợ giúp của các thiết bị đo

a Xác định tổn thất điện năng theo các chỉ số công tơ

Phương pháp xác định tổn thất điện năng thông dụng nhất là so sánh sản lượng điện ở đầu vào lưới và năng lượng tiêu thụ tại các phụ tải trong cùng khoảng thời gian, phương pháp này tuy có đơn giản nhưng thường mắc phải sai số lớn do một số nguyên nhân sau:

- Không thể lấy được đồng thời các chỉ số của các công tơ tại đầu nguồn và ở các điểm tiêu thụ cùng một thời điểm

- Nhiều điểm tải còn thiếu thiết bị đo hoặc thiết bị đo không phù không phù hợp với phụ tải

- Số chủng loại đồng hồ đo rất đa dạng với nhiều mức sai số khác nhau, việc chỉnh định đồng hồ đo chưa chính xác hoặc không chính xác do chất lượng điện không đảm bảo

Để nâng cao độ chính xác của phép đo người ta sử dụng đồng hồ đo đếm tổn thất, đồng hồ này chỉ được sử dụng ở một số mạng điện quan trọng

b Xác định tổn thất điện năng bằng đồng hồ đo đếm tổn thất

Trong cung cấp mạng điện người ta có thể xác định tổn thất điện năng trực tiếp bằng đồng hồ đo đếm tổn thất mắc ngay tại điểm nút cung cấp cần kiểm tra Đối với đường dây phân phối chỉ cần mắc một đồng hồ ở đầu đường dây là đủ Đối với MBA đồng hồ đo đếm tổn thất được đặt trên mỗi đầu cuộn dây của MBA ba cuộn dây và trên một trong hai cuộn dây của MBA 2 cuộn dây Công thức để xác định tổn thất điện năng trong mạng:

∆A = 3.kBI2.R.N.10-3 (kWh) (2.4) Trong đó

kBI: Tỷ số máy biến dòng

R: Điện trở tương đương của mạng điện

N: Chỉ số của đồng hồ đo đếm tổn thất điện năng được ghi trong thời gian T

và được xác định bằng công thức:

N= I2.T (I:Dòng điện chạy trong mạng) Phương pháp này có các ưu điểm là sử dụng đơn giản, dễ thực hiện

Tuy vậy phương pháp này có một số nhược điểm lớn sau:

- Phương pháp này chỉ xác định được tổng hao tổn năng lượng của mạng, không chỉ ra được các thời điểm cực đại và cực tiểu của phụ tải để từ đó có biện pháp san bằng đồ thị phụ tải

- Chỉ xác định được lượng điện năng tổn thất tại thời điểm đo đếm

- Nếu cần xác định đồng thời hao tổn điện năng tại nhiều vị trí, khi đó ta phải sử dụng nhiều công tơ gây tốn kém vì vậy cách này thường áp dụng trong những trường hợp đặc biệt khi cần kiểm tra và số lượng công tơ sử dụng nhỏ

1.2.3 Xác định tổn thất điện năng theo các đặc tính xác suất của phụ tải

Phụ tải điện là một đại lượng ngẫu nhiên, chịu tác động của nhiều yếu tố, vì vậy tổn thất điện năng cũng là đại lượng ngẫu nhiên chịu tác động của nhiều yếu tố Xét mạng điện phân phối bao gồm các đường dây và các trạm biến áp ta xây dựng phương pháp xác định tổn thất điện năng trong các phần tử của mạng

a Tổn thất trên đường dây

Lượng tổn thất điện năng có thể xác định bằng lượng tổn thất tương đương gây ra bởi dòng điện trung bình không đổi trong suốt thời gian khảo sát chạy trong mạng điện đẳng trị theo biểu thức

M(I), D(I) - Kỳ vọng toán và phương sai của dòng điện

Giá trị của kỳ vọng toán dòng điện chạy trong mạng có thể xác định theo các chỉ số của công tơ tại lộ ra của trạm biến áp trung gian

  2 2

tb

2 x 2 r

T 3U

A A I

(2.7)

Ar, Ax: Điện năng tác dụng và phản kháng, xác định theo chỉ số của công tơ đầu

nguồn,

Utb: Điện áp trung bình của mạng điện,

T: Thời gian khảo sát, h

Theo quy tắc “Ba xích ma” thì dòng điện cực đại IM = M(I) + 3σ (2.8)

3

IMI

σ M

và hệ số biến động   3M I 

IMIIM

.kIMID

r 3MI 1 k R T.10

Điện trở đẳng trị của đường dây được xác định theo biểu thức

2 M

3 M dt

3I

10ΔP

∆PM: Tổn thất công suất cực đại trong mạng điện

Tổn thất điện năng phản kháng có thể xác định theo biểu thức:

b Tổn thất trong các máy biến áp

Để đơn giản trong tính toán ta thay tất cả các máy biến áp bằng một máy đẳng trị có công suất bằng tổng các công suất định mức của các máy Tổn thất trong các máy biến áp tiêu thụ gồm 2 thành phần: thay đổi và cố định Thành phần thay đổi được xác định tương tự như đối với đường dây với kỳ vọng toán dòng điện chạy qua biến áp đẳng trị sẽ là

tb2

2 x2 2

r2 ba

T3U

AAI

Utb2: Điện áp trung bình ở cuối đường dây kV,

Điện trở đẳng trị của các máy biến áp là

2 m 1 i ni

m 1 i

3 ki 2

n đtb

S

.10ΔPU

Un: Điện áp định mức của các MBA (kV)

Sni: Công suất định mức của biến áp thứ i (kVA)

∆Pki: Tổn hao ngắn mạch của biến áp thứ i (kW)

m: Số lượng máy biến áp tiêu thụ

Vậy tổn thất điện năng tác dụng trong cuộn dây của các máy biến áp tiêu thụ là:

∆Acu = 3M(Ib ).(1+kv )Rđtb.T.10-3 (kWh) (2.17) Thành phần tổn thất cố định trong lõi thép của biến áp được xác định theo biểu thức:





1 i 0i 2

n

2 tb2

F T ΔPU

U

ΔA (kWh) (2.18)

Tổng tổn thất điện năng tác dụng trong mạng phân phối là

∆A∑ = ∆Ar + ∆Acu + ∆AFe (2.19)

- Ưu điểm của phương pháp này là tổng tổn thất điện năng ở đây chỉ cần dựa vào các

dữ kiện về lượng điện năng tiêu thụ tại đầu vào, dòng điện cực đại của mạng và mức chệnh lệch điện áp giữa đầu vào và cuối đường trục Các thông số này được xác định

dễ dàng bằng các thiết bị đo thông dụng Điều đó giảm đáng kể thời gian thu thập và

xử lý số liệu, đồng thời nâng cao độ chính xác của phép tính

- Các nhược điểm chính của phương pháp này bao gồm:

+ Để tính được hao tổn điện năng trên đường dây ta vẫn phải xác định được điện trở đẳng trị của mạng điện, điều này gặp khó khăn khi mạng điện phức tạp có nhiều nhánh và điểm nút giống như đã nói với phương pháp tính hao tổn theo điện trở đẳng trị

+ Phương pháp trên chỉ đạt độ chính xác cao khi sự phân bố xác suất của phụ tải điện tuân theo quy luật hàm phân phối chuẩn, vì vậy muốn sử dụng phương pháp này ta phải tiến hành đánh giá xem phụ tải điện trong mạng tính toán có tuân theo quy luật hàm phân phối chuẩn hay không

1.2.4 Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo đường cong tổn thất

Thực chất của phương phỏp tớnh tổn thất theo đường cong tổn thất là tiến hành tớnh toỏn trờn cơ sở biểu đồ phụ tải điển hỡnh Giả thiết biết được đồ thị phụ tải và cosφ của tất cả cỏc nỳt, coi thanh cỏi nguồn cung cấp là nỳt cõn bằng, tớnh toỏn phõn bố dũng và xỏc định tổn thất cụng suất tổng ∆P ứng với mỗi thời điểm của biểu đồ phụ tải,

từ đú xỏc định được tổn thất điện năng theo khoảng thời gian tớnh toỏn Tức là nếu lưới điện cú cấu trỳc và phương thức vận hành hoàn toàn xỏc định thỡ sẽ tồn tại một đường cong tổn thất duy nhất như hỡnh vẽ

Biểu đồ phụ tải

Biểu đồ tổn thất điện năng

Đuờng cong tổn thất

điện năng

Đuờng cong tổn thất công suất P = f(

t 24

24 t

P M

P

P)

Hỡnh 2.1 Xỏc định tổn thất điện năng theo đường cong tổn thất

Ta cú thể xỏc định được tổn thất điện năng tổng trong ngày đờm thụng qua biểu

đồ phụ tải cụng suất tổng tại thanh cỏi dựa vào biểu đồ phụ tải của trạm biến ỏp

- Ưu điểm của phương phỏp này là khi đó xõy dựng được đường cong tổn thất thỡ việc xỏc định tổn thất điện năng dễ dàng và nhanh chúng Từ đường cong tổn thất và biểu đồ phụ tải cho ta xỏc định được ΔPmax, ΔPmin và τ Phương phỏp này là cụng cụ rất hiệu quả để giải quyết cỏc bài toỏn khỏc nhau liờn quan đến tớnh kinh tế, kỹ thuật, vận hành cung cấp điện do xõy dựng được họ đường cong với cỏc giỏ trị khỏc nhau

- Các nhược điểm chính của phương pháp này là để xây dựng được đường cong tổn thất công suất ta phải thu thập nhiều thông tin, xây dựng biểu đồ phụ tải và tiến hành hàng loạt các phép tính xác định ΔPi, ứng với Pi, cách làm này mất nhiều thời gian và tính toán phức tạp Biểu đồ phụ tải là do đo đếm, số liệu thống kê điển hình tuy chính xác với số liệu cụ thể nhưng lại ít chính xác khi ứng dụng thực tế do đo đếm không đồng thời Phương pháp này không áp dụng tính cho mọi lưới điện vì mỗi lưới

có một đường cong tổn thất công suất đặc trưng Trong một lưới điện khi cấu trúc lưới thay đổi thì ta lại có một đường cong tổn thất riêng Muốn vậy, ta phải có một họ đường cong cụ thể như vậy sẽ rất mất thời gian và công sức

1.2.5 Xác định tổn thất điện năng theo cường độ dòng điện thực tế

Tổn thất điện năng trong mạng điện phân phối chủ yếu là tổn thất tỷ lệ với bình phương dòng điện chạy trong mạng và được xác định theo biểu thức:

3 T

0

2

t dt 10 I 3R

Trong đó

∆A: Tổn thất điện năng trong mạng điện 3 pha

It: Dòng điện chạy trong mạng, A

R: Điện trở của mạng, Ω

T: Thời gian khảo sát, h

- Ưu điểm: Nếu ta xây dựng được đường cong bình phương cường độ dòng điện thực tế thì phương pháp này cho kết quả chính xác

- Nhược điểm: Trong thực tế cường độ dòng điện luôn biến đổi, nó phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố Vì vậy xác định tổn thất điện năng theo công thức (2.20) là rất phức tạp

1.2.6 Xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải

Để khắc phục sự phức tạp của việc xác định cường độ dòng điện thực tế, ta có thể xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải bằng cách biểu diễn sự biến thiên của bình phương cường độ dòng điện hoặc công suất theo thời gian I2 = f(t) hoặc S2 = f(t) Khi đó tổn thất điện năng ∆A được xác định theo công thức:

2 t

0

2 t t

0

2

tU

tQdttU

tPRdtSRdtI3R

Để xác định được tổn thất điện năng thực tế với giả thiết trong khoảng thời gian

∆t ta coi giá trị dòng điện hay công suất là không đổi và coi điện áp bằng điện áp định mức đồng thời bằng cách bậc thang hoá đường cong ta xác định được lượng điện năng tổn thất

n

i

i i H

n

i

i t H

t Q P U

R t S U

1

2 2 2

1

2

Trong đó n: Số bậc thang của đồ thị phụ tải

Phương pháp xác định này tuy đơn giản nhưng đòi hỏi phải có đồ thị phụ tải mà không phải bao giờ cũng có thể xây dựng được ở tất cả các điểm nút cần thiết

- Ưu điểm: Công thức tính toán đơn giản, chỉ dựa vào đồ thị phụ tải năm ta có thể xác định hao tổn điện năng trong năm

- Nhược điểm: Phải xây dựng được đồ thị phụ tải năm, tức là phải khảo sát lưới điện trong thời gian một năm Để tính tổn thất điện năng trong năm cần phải tính với mỗi chế độ của đồ thị phụ tải năm Để xác định tổn thất điện năng theo phương pháp này ta phải giả thiết trong khoảng thời gian Δt ta coi giá trị của dòng điện hay công suất

là không đổi, nếu Δt lớn dẫn đến sai số lớn

1.2.7 Xác định tổn thất điện năng theo thời gian hao tổn công suất cực đại

a Phương pháp xác định theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất (τ)

Đây là phương pháp đơn giản và sử dụng thuận tiện nhất Trong các trạng thái, ta chọn trạng thái có ΔP lớn nhất và tính hao tổn ở trạng thái này, tổn thất tương đương gây ra bởi dòng điện cực đại chạy trong mạng với thời gian hao tổn cực đại theo công thức:

∆A = 3(Imax)2.R.10-3τ = ΔPmax.τ (2.23) Trong đó

Imax: Dòng điện cực đại chạy trong mạng, A

τ: Thời gian hao tổn công suất lớn nhất, tức là nếu mạng điện liên tục tải Imax hay Pmaxthì sẽ gây ra hao tổn năng lượng trong mạng vừa đúng bằng hao tổn trên thực tế

Phương pháp này cũng gặp trở ngại là thời gian hao tổn cực đại thay đổi phụ thuộc vào tính chất phụ tải, hệ số công suất, thời gian sử dụng công suất cực đại v.v…

Vì vậy việc tính toán tổn thất điện năng theo công thức (2.23) cũng mắc sai số lớn Giá trị thời gian hao tổn cực đại được xác định theo đồ thị phụ tải như sau:

 

i 2 i 2

max

T 0 2 max

2 t 2

max

T 0

2

Δt I I

1 I

dt I P

dt t P

Và τ không phải bao giờ cũng có thể xác định được một cách dễ dàng, do đó trong thực

tế khi không có đồ thị phụ tải người ta áp dụng một số công thức thực nghiệm để tính τ một cách gần đúng sau:

Công thức Kenzevits

τ = (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 (h) (2.25) Trong đó Tmax: Thời gian sử dụng công suất cực đại, h

Tmax =

max

P A

(2.26)

Công thức Vanlander

2 max min

max

min max

max max

P

P 1 P

2P T

T 1

T T T

ví dụ như dây thép

- Ưu điểm: Tính toán đơn giản, giá trị Imax hay Pmax xác định được nhờ khảo sát và

đo đếm Nếu một đường dây cấp điện cho các trạm tiêu thụ có tính chất giống nhau thì khối lượng đo đếm không lớn Cho biết tình trạng làm việc của toàn lưới, xác định được phần tử nào làm việc không kinh tế

- Nhược điểm: Việc xác định chính xác giá trị τ rất khó nếu không có đồ thị phụ tải Khi không có đồ thị phụ tải ta phải xác định τ theo Tmax thông qua các công thức thực nghiệm dẫn đến kết quả tính toán có sai số lớn Trên lưới điện có nhiều phụ tải để xác định được giá trị của τ ứng với nhiều phụ tải sẽ tốn rất nhiều công sức và thời gian

b Phương pháp xác định theo τ p và τ q

Để giảm bớt sai số khi tính toán hao tổn năng lượng cần phải xét đến hình dáng của đồ thị phụ tải, hệ số công suất và trong một ngày đêm giá trị cực đại công suất tác dụng và phản kháng có xảy ra đồng thời không

Để xét đến điều kiện trên người ta dùng phương pháp xác định hao tổn điện năng theo τp và τq

Trong công thức ∆A = ΔPmax.τ hao tổn công suất cực đại được phân tích thành hai thành phần ΔPp (tổn thất do công suất tác dụng P gây ra) và ΔPq (tổn thất do công suất

phản kháng Q gây ra) Thời gian hao tổn công suất cực đại τ cũng được phân tích thành

τp, τq Khi đó hao tổn điện năng được xác định theo công thức:

ΔA = ΔPp.τp + ΔPq.τq (2.28) Đối với phương pháp này gặp khó khăn là đồ thị công suất phản kháng kém chính xác và hầu như không biết nên phương pháp này ít được sử dụng

c Tính bằng phương pháp hai giá trị τ

Để tính theo phương pháp này người ta xét đến trạng thái phụ tải cực đại và cực tiểu Trong đồ thị phụ tải ngày đêm người ta chia làm hai phần theo khoảng thời gian

tmax và tmin, tmax là khoảng thời gian phần đồ thị chứa công suất cực đại, tmin là phần thời gian còn lại trên đồ thị phụ tải tương ứng với phần có công suất cực tiểu

Điện năng tiêu thụ trong một ngày đêm Anđ có thể viết theo công thức:

Anđ = Pmax.tmax + Pmin.tmin (2.29) Trong đó: tmax + tmin = 24 giờ

suy ra

min max

min nd

max

PP

24PA

1

2 min

2 min

1

2 max

2 max

.

.

t

i i

t

i i

t P P

t P P





ta coi cosφ không đổi và Pi2 trùng Si2 khi đó ta có:

t P

P

t P

1

2 max min

2

1 max max

2 nd

tbnd

nd  

Trong đó

Atbnđ: Điện năng ngày đêm trung bình để tính toán;

Anđ: Điện năng ngày đêm của ngày chọn để tính toán

Bên cạnh các phương pháp trên đây còn một số phương pháp khác nữa đánh giá các dạng tổn thất điện năng do các nguyên nhân khác nhau Trong khuôn khổ của luận văn chỉ xét các tổn thất do dòng điện xoay chiều hình SIN 50Hz gây ra

1.3 Vấn đề tổn thất điện năng trên lưới phân phối Việt Nam hiện nay

1.3.1 Các mục tiêu đánh giá tổn thất điện năng của Tổng công ty ĐL Miền Bắc

Sản lượng điện thương phẩm cả năm 2013 toàn Tổng công ty ĐL Miền Bắc (NPC) đạt hơn 33,57 tỷ kWh, tăng 11.52% so với cùng kỳ năm 2012, đạt 100.61% kế hoạch năm 2013 EVN giao Trong đó, điện cung cấp cho công nghiệp xây dựng chiếm 60.05%, tăng trưởng 13.98%; quản lý tiêu dùng chiếm 34.66%, tăng trưởng 8.34% Tổn thất điện năng trong toàn EVN NPC đã thực hiện tốt Theo đó, tỷ lệ tổn thất điện năng năm 2013 của NPC đạt 7,75%, thấp hơn cùng kỳ 2012 là 0,29% và thấp hơn chỉ tiêu kế hoạch EVN giao 0,15%

Hiện nay lưới điện 110kV do NPC quản lý do thiếu nguồn nên cũng thiếu phương thức vận hành hợp lý Tình trạng vận hành quá tải một số trạm 220 kV (trạm

220 kV Bắc Ninh, Thái Bình, Hưng Yên, Thanh Hoá, Ninh Bình, .) ảnh hưởng lớn đến việc cấp điện cho các phụ tải lớn của khu vực (các nhà máy Xi Măng, Thép, ) Vào giờ cao điểm công suất sử dụng lớn nhất Pmax 2700 MW tương ứng với lượng công suất phản kháng phải truyền tải từ hệ thống rất lớn, Qmax 1600 MVAr, trong khi

đó lưới điện 110 kV không được bù công suất phản kháng

Các trạm 110 kV hầu hết không đủ điều kiện để vận hành song song các máy biến áp Bên cạnh đó tiến độ một số đường dây và trạm 110 kV vào chậm nên tỷ lệ số máy biến áp vận hành đầy hoặc quá tải cao (khoảng 9,6 %) Một số đường dây 110 kV

sử dụng dây AC120 hoặc AC150 đang vận hành quá tải (173E5.1 Mông Dương 172E5.6 Tiên Yên, 177 E11 Đông Anh – 174 E27.6 Bắc Ninh, 177 A80-172E27.6, )

-Lưới trung áp và hạ áp hiện nay vẫn còn rất nhiều đường dây 35 kV dài tới vài trăm km (ví dụ 375 E22.1 dài 829 km, 376 E20.1 dài 463 km, 376 E13.2 dài 468 km, ), phân bố phụ tải tập trung ở cuối đường dây, hoặc mật độ phụ tải thấp, nhiều nhánh dây vẫn sử dụng dây dẫn AC50 Tỷ lệ máy biến áp phân phối vận hành với mức tải < 30% công suất còn cao (chiếm khoảng 10,3%)

Bù công suất phản kháng: Theo tính toán công suất sử dụng trung bình của lưới điện trung và hạ áp PTB 1650 MW, tương ứng với QTB 994 MVAr Dung lượng bù tập trung chủ yếu ở lưới điện trung áp (chiếm 80 %) bằng các bộ tụ lắp cố định trên đường dây Vì vậy vào thấp điểm sẽ xẩy ra hiện tượng quá bù Việc tiếp nhận lưới điện

hạ áp nông thôn với số lượng lớn, tình trạng kỹ thuật không tốt làm tăng TTĐN lưới điện

1.3.2 Tổn thất lưới điện phân phối của tỉnh Quảng Ninh

Do ảnh hưởng suy thoái kinh tế nhiều khách hàng lớn thuộc ngành công nghiệp xây dựng sử dụng cấp điện áp 35; 6 kV giảm, trong khi đó các khách hàng sinh hoạt,

dịch vụ phát triển mạnh Đặc biệt trong thời gian mùa hè các TBA công cộng bán lẻ thường xuyên đầy tải và quá tải

TBA 110 kV Tràng Bạch dự kiến đưa vào vận hành trong quý I năm 2013, nhưng

do chậm tiến độ, khu vực Đông Triều phải lấy nguồn từ E5.16, E5.18 Uông Bí với bán kính cấp điện xa, điện áp 35 kV cuối nguồn thấp (34 -34,5 kV ), các đường dây trung thế thường xuyên bị quá tải Đến tháng 8/2013 TBA Tràng Bạch đã được đóng điện vận hành cấp điện áp 35 kV, cấp 22 kV vẫn chưa đóng điện được do còn nhiều tồn tại chưa được khắc phục xong

Nguồn cấp cho các TBA 110 kV Mông Dương, Tiên Yên, Quảng Hà được cấp từ

Na Dương về Hiện tại điện áp tại thanh cái 110 kV các TBA này rất thấp (98-100 kV) vào giờ cao điểm Vì vậy, điện áp 35 kV tại các TBA trung gian của các mỏ khai thác than chỉ đạt 33 kV Do phải huy động nguồn từ các TBA 110 kV lân cận (TBA 110 kV Cẩm Phả 2) để cấp cho các phụ tải khu vực trạm 110 kV Mông Dương, vì vậy các TBA và đường dây luôn vận hành ở chế độ đầy và quá tải

Do hệ thống lưới điện vẫn còn nhiều cấp điện áp trung áp ở cấp 6, 10 kV chưa được nâng cấp, cải tạo lên 22- 35 kV, do thiếu vốn đầu tư

Lưới điện cao thế 35, 10, 6 kV đều được xây dựng đã lâu với bán kính cấp điện lớn, tiết diện dây dẫn nhỏ, thường xuyên phải vận hành đầy tải hoặc quá tải Điển hình như các lưới 6kV khu vực Uông Bí, Cẩm Phả; lưới 35kV khu vực Uông Bí, Đông Triều, Cẩm Phả, Hoành Bồ; lưới điện 22kV khu vực Móng Cái

Các khu vực Đông Triều, Yên Hưng dự án lưới điện nông thôn RD đã đưa vào vận hành nhưng còn nhiều TBA vận hành non tải, điện áp hạ thế tại các TBA khu vực nông thôn thấp chỉ đạt 90 V-160 V Cá biệt có nơi điện áp chỉ đạt 50 V

Các phụ tải khu vực Đầm Hà, Hải Hà, Bình Liêu, Ba Chẽ do các TBA nông thôn còn non tải, bán kính cấp điện xa, đường dây chưa được cải tạo Mặt khác, do thời tiết

giông sét nhiều gây nên nhiều sự cố trên lưới, công tơ bị cháy kẹt nhiều ảnh hưởng đến thương phẩm và tổn thất khu vực

Tính đến hết tháng 12 năm 2013:

+ Số trạm biến áp phân phối vận hành đầy tải và quá tải: 213/2108 trạm

+ Số đường dây trung thế vận hành đầy tải và quá tải: 03 đường dây: ĐD 671- TG Cọc 4, 677-E5.5, 676-TG Mạo Khê

Công ty Điện lực Quảng Ninh, năm 2013 mặc dù tình hình sản xuất kinh doanh gặp nhiều khó khăn do ảnh hưởng chung của nền kinh tế, nhưng với sự nỗ lực và cố gắng không ngừng, Công ty Điện lực Quảng Ninh vẫn hoàn thành vượt mức kế hoạch

Cụ thể, sản lượng điện thương phẩm đạt 2,068 tỷ kWh (tăng 6,3% so với năm 2012); doanh thu đạt 3.122 tỷ đồng (tăng 16,2% so với năm 2012); tỷ lệ tổn thất điện năng giảm xuống còn 6,8% Năm 2014 chỉ tiêu tổn thất điện năng NPC giao cho Công ty điện lực Quảng Ninh là 6,3%, song song với việc đầu tư xây dựng những công trình mới, để tiết kiệm và nâng cao chất lượng điện năng, giảm tỷ lệ tổn thất trên lưới điện, Công ty Điện lực Quảng Ninh cũng đã không ngừng huy động mọi nguồn lực để tiếp tục cải tạo và hoàn thiện lưới điện trung, hạ áp nông thôn trên địa bàn tỉnh Vấn đề đặt

ra là làm sao để giảm tổn thất điện năng một cách bài bản và hiệu quả nhất

1.4 Lựa chọn phương pháp tính toán tổn thất lưới điện trung thế

Đối với lưới phân phối điện Việt Nam, do khó khăn trong khâu lấy số liệu, nên phương pháp được lựa chọn thường là

- Đối với lưới phân phối điện trung áp, sử dụng biểu đồ phụ tải điển hình, hoặc phương pháp tính theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất trong đó kết quả tính toán chế độ xác lập của lưới được thực hiện trên cơ sở sơ đồ lưới điện thực tế kết hợp với số liệu ĐTPT điển hình và công suất lớn nhất tại nguồn điện

- Đối với lưới điện hạ áp sử dụng phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất

Luận văn xem xét vấn đề tổn thất trong lưới điện phân phối tỉnh Quảng Ninh khi

có các nguồn điện phân tán sử dụng năng lượng tái tạo Trong khuôn khổ luận văn chỉ xét lưới phân phối điện trung áp và do đó đề xuất phương pháp tính toán tổn thất trong lưới phân phối theo đồ thị phụ tải Chi tiết xây dựng mô hình bài toán sẽ được trình bày

ở Chương 3

CHƯƠNG 2

SỬ DỤNG NGUỒN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO

TẠI TỈNH QUẢNG NINH

2.1 Tổng quan tiềm năng sử dụng năng lượng tái tạo tại Việt Nam

Trong khuôn khổ của luận văn chỉ xem xét hai dạng nguồn năng lượng tái tạo đang nhận được nhiều sự quan tâm hiện nay là điện mặt trời và điện gió

2.1.1 Tiềm năng điện mặt trời

Việt Nam được xem là một quốc gia có tiềm năng rất lớn về năng lượng mặt trời, đặc biệt ở các vùng miền Trung và miền Nam của đất nước, với cường độ bức xạ mặt trời trung bình khoảng 5 kWh/m2

Bảng 2.1 Số liệu về bức xạ mặt trời tại VN

Vùng Giờ nắng trong

năm

Cường độ bức xạ mặt trời (kWh/m2, ngày) Ứng dụng

2000-5000giờ/năm, với ước tính tiềm năng lý thuyết khoảng 43,9 tỷ TOE Năng lượng mặt trời ở Việt Nam có sẵn quanh năm, khá ổn định và phân bố rộng rãi trên các vùng miền khác nhau của đất nước Đặc biệt, số ngày nắng trung bình trên các tỉnh của miền trung

và miền nam là khoảng 300 ngày/năm Năng lượng mặt trời có thể được khai thác cho hai nhu cầu sử dụng: sản xuất điện và cung cấp nhiệt

Ở Việt Nam, các ứng dụng năng lượng mặt trời đã phát triển nhanh chóng kể từ những năm 90 Mặc dù nguồn năng lượng mặt trời ở Việt nam được công nhận là có tiềm năng lớn, nhưng các dự án điện mặt trời vẫn chưa được chú ý phát triển Hầu hết các dự án điện mặt trời trên khắp cả nước chỉ ở quy mô nhỏ và tập trung chủ yếu vào việc khai thác nhiệt năng từ năng lượng mặt trời Chi phí đầu tư lớn là rào cản chủ yếu cho việc phát triển các dự án điện mặt trời ở Việt Nam

2.1.2 Tiềm năng điện gió

Nằm trong khu vực cận nhiệt đới gió mùa với bờ biển dài hơn 3200km, Việt Nam

có một thuận lợi cơ bản để phát triển năng lượng gió So sánh tốc độ gió trung bình trong vùng biển Đông Việt Nam và các vùng biển lân cận cho thấy gió tại biển Đông khá mạnh và thay đổi nhiều theo mùa

Trong chương trình đánh giá về năng lượng cho Châu Á, Ngân hàng Thế giới đã

có một khảo sát chi tiết về năng lượng gió khu vực Đông Nam Á, trong đó Việt Nam

có tiềm năng gió lớn nhất với tổng tiềm năng điện gió của Việt Nam ước đạt 513.360

MW tức là bằng hơn 200 lần công suất của thủy điện Sơn La, và hơn 10 lần tổng công suất dự báo của ngành điện vào năm 2020 Tất nhiên, để chuyển từ tiềm năng lý thuyết thành tiềm năng có thể khai thác, đến tiềm năng kỹ thuật, và cuối cùng thành tiềm năng kinh tế là cả một câu chuyện dài; nhưng điều đó không ngăn cản việc chúng ta xem xét một cách thấu đáo tiềm năng to lớn về năng lượng gió ở Việt Nam

Bảng sau đây trình bày tốc độ gió tại một số địa phương ở cao độ 10m

Bảng 2.2 Tốc độ gió trung bình ở Việt Nam (m/s)

Địa phương V TB (m/s) Địa phương V TB (m/s)

Nguồn: Các trạm khí tượng thủy văn trung ương, Wind energy resource Atlas of

Southeast Asia và các trung tâm đo tốc độ gió

Các kết quả khảo sát cho thấy, nhiều hải đảo, các tỉnh duyên hải từ Bình Định đến Bình Thuận, Tây Nguyên và dãy Trường Sơn thuộc các tỉnh phía Bắc Trung bộ Việt Nam là những khu vực thuận lợi để lắp đặt hệ thống tua-bin gió

Tốc độ gió cần thiết tại trục tua bin (có cao độ khoảng 40 – 60m) cho vận hành thương mại vào khoảng 6 - 7m/giây Tốc độ gió trung bình của Việt Nam ở độ cao cách mặt đất 30m theo đánh giá là khoảng 4 - 5 m/giây ở các vùng bờ biển Ở một vài hòn đảo độc lập con số này đạt trên 9m/s, phù hợp việc tận dụng loại năng lượng này

Bảng 2.3 Tốc độ gió trung bình (m/s) thay đổi theo thời gian trong năm của một số địa phương đã thực hiện đo đạc

Gần đây, một số dự án về nhà máy điện gió quy mô công nghiệp đã và đang được nghiên cứu triển khai như nhà máy điện gió có công suất 850 kW đã được lắp đặt tại huyện đảo Thanh niên Bạch Long Vĩ – Hải Phòng vào năm 2003 Tổng công ty Điện lực Việt Nam đã nghiên cứu khả thi xây dựng nhà máy điện gió kết hợp diesel tại đảo

Phú Quý (Bình Thuận) với tổng công suất giai đoạn 1 (3x0,850MW), dự kiến vốn đầu

tư khoảng 142 tỷ đồng Hiện có ba phương án xây dựng điện gió ở Bình Định: Phương Mai I - 30 MW đang triển khai xây dựng; Phương Mai II - 36 MW và Phương Mai III

50 MW đang triển khai dự án khả thi Viện Năng lượng đang tiến hành nghiên cứu khả thi xây dựng nhà máy điện gió có công suất 20MW tại tỉnh Khánh Hòa Dự án nhà máy điện gió Cửa Tùng huyện Vĩnh Linh - Quảng Trị đã được nghiên cứu và lập dự án khả thi với công suất dự kiến lên đến 10-20-50MW (theo từng giai đoạn)

Có thể thấy rằng gió là một nguồn năng lượng sạch và kinh tế do thiên nhiên ban tặng Tuổi thọ của một tua bin phát điện có thể lên đến 40-50 năm; một số tua bin gió phát điện được xây dựng cách đây hơn 50 năm vẫn còn hoạt động tốt Việc khai thác tốt nguồn năng lượng này sẽ giúp đa dạng hóa các nguồn phát điện, giảm bớt gánh nặng cho lưới điện vốn dựa trên các nguồn năng lượng truyền thống Vấn đề hiện nay

là làm thế nào để quy hoạch và sử dụng nguồn năng lượng này một cách phù hợp Nếu nhìn ra thế giới thì việc phát triển điện gió đang là một xu thế lớn, thể hiện ở mức tăng trưởng cao nhất so với các nguồn năng lượng khác Khác với điện hạt nhân vốn cần một quy trình kỹ thuật và giám sát hết sức nghiêm ngặt, việc xây lắp điện gió không đòi hỏi quy trình khắt khe đó Với kinh nghiệm phát triển điện gió thành công của Ấn Độ, Trung Quốc và Philippin, và với những lợi thế về mặt địa lý của Việt Nam, chúng ta hoàn toàn có thể phát triển năng lượng điện gió để đóng góp vào sự phát triển chung của nền kinh tế

2.2 Tiềm năng sử dụng năng lượng tái tạo ở Quảng Ninh

2.2.1 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 chênh 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 2.4 Cường độ bức xạ trung bình tháng tại một số khu vực phía Bắc

TT Vị trí quan

2 ) T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 T12

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 thành phố Móng Cái

Bảng 2.5 Tổng bức xạ mặt trời của Móng Cái

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

Tháng 7 8 9 10 11 12 MJ/m2.ngày 17,56 18,23 16,10 15,75 12,91 10,35

Nguồn: GIC Power

Khai thác hiệu quả nguồn năng lượng này cũng đang là quan tâm rất lớn của tỉnh

2.2.2 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

Đặc biệt ở tỉnh Quảng Ninh khu vực có thể khai thác năng lượng gió lớn nhất trước hết phải kể đến huyện Đảo Cô Tô:

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 huyện đảo Cô Tô có hai mùa gió trong năm, mùa gió Đông Bắc vào thời kỳ lạnh (từ tháng 10 đến tháng 3) và mùa gió Đông Nam vào thời kỳ nóng (từ tháng 4 đến tháng 9) 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 huyện đảo Cô Tô…

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

2.3 Một số đặc điểm chính về công nghệ

Việc xem xét đặc tính công nghệ của các nguồn điện gió và điện mặt trời trong bài toán tính toán tổn thất lưới phân phối có xét đến sự có mặt của các nguồn này là cho tính toán chế độ vận hành xác lập Khi đó công suất phát của các nguồn này phụ thuộc chủ yếu vào các đặc trưng của các dạng năng lượng sơ cấp như tốc độ gió hay hệ

số bức xạ năng lượng mặt trời Bên cạnh đó còn là các tham số ảnh hưởng liên quan như nhiệt độ môi trường, mức độ bám bụi, đặc điểm bộ nghịch lưu (đối với nguồn điện mặt trời), đặc điểm tuốc bin, loại máy phát điện, đặc điểm bộ chỉnh lưu – nghịch lưu (đối với nguồn điện gió)

2.3.1 Điện mặt trời

Năng lượng của tia bức xạ mặt trời có thể được chuyển đổi thành điện năng theo phương thức nhà máy điện mặt trời hay trực tiếp qua pin mặt trời (PMT) PMT không làm ô nhiễm môi trường, có thể thiết lập ngay tại khu dân cư nên khả năng ứng dụng

cao Tuy vậy, chi phí xây dựng cao là một rào cản lớn nên cần có những chính sách hỗ trợ phát triển nguồn năng lượng này trong tương lai

Công suất phát của PMT phụ thuộc vào cường độ bức xạ mặt trời và có thể xác định bởi nhiều mô hình [5], [6] Mô hình vật lý có xét đến tính chất vật lý của PMT nên cho kết quả tin cậy nhưng tính toán rất phức tạp thường được sử dụng cho kiểm tra tính năng của pin Mô hình toán học có thể xác định được trực tiếp công suất phát với khả năng tính toán nhanh, đơn giản nên thích hợp cho tính toán qui hoạch hoặc vận hành PMT Công suất của pin phụ thuộc trực tiếp vào bức xạ mặt trời được xác định như biểu thức (2.1)

Công suất của máy phát điện gió [4], [8] khi vận tốc của gió v qua diện tích nhận năng lượng của cánh tuabin S phụ thuộc vào mật độ không khí  và hàm bậc 3 của tốc

độ gió như biểu thức

3

1 .2

P  S v

(2.2) Tốc độ gió thường không ổn định và thay đổi theo không gian và thời gian nên công suất của máy phát gió cũng không ổn định, điều này gây khó khăn trong vận hành HTĐ Trong giai đoạn qui hoạch, công suất của máy phát điện gió có thể tính toán theo

mô hình tuyến tính được đề xuất trong với các hệ số được giả thiết là các hằng số không phụ thuộc tốc độ gió nên độ tin cậy không cao Gần đây, mô hình phi tuyến bậc

2 được ứng dụng rộng rãi trong tính toán công suất phát của tuabin gió như biểu thức (2.3)

min 2

m ax ax