Qui hoạch thiết kế hệ thống cung cấp điện có xét đến khả năng tham gia của nguồn điện phân tán và giá điện686

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

Vũ Văn Thắng

QUI HOẠCH THIẾT KẾ HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN
CÓ XÉT ĐẾN KHẢ NĂNG THAM GIA CỦA NGUỒN ĐIỆN
PHÂN TÁN VÀ GIÁ ĐIỆN

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Hà Nội - 2015


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

Vũ Văn Thắng

QUI HOẠCH THIẾT KẾ HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN
CÓ XÉT ĐẾN KHẢ NĂNG THAM GIA CỦA NGUỒN ĐIỆN
PHÂN TÁN VÀ GIÁ ĐIỆN

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 62520202

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC
1. PGS. TS Đặng Quốc Thống
2. TS. Bạch Quốc Khánh

Hà Nội - 2015


LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu,
kết quả trong luận án là hoàn toàn trung thực và chưa từng được ai cơng bố trong
bất kỳ cơng trình nào khác.
TẬP THỂ HƯỚNG DẪN

Người hướng dẫn
khoa học 1

Người hướng dẫn
khoa học 2

PGS.TS Đặng Quốc Thống

TS. Bạch Quốc Khánh

Tác giả luận án

Vũ Văn Thắng

i


LỜI CẢM ƠN
Trong quá trình thực hiện nghiên cứu của mình, tơi đã nhận được nhiều ý
kiến đóng góp, động viên từ các thầy cô giáo, các bạn đồng nghiệp và người thân

trong gia đình.
Lời đầu tiên, tơi xin bày tỏ lòng biết ơn tới PGS.TS Đặng Quốc Thống và
TS. Bạch Quốc Khánh đã tận tình hướng dẫn, ln hỗ trợ và khích lệ trong suốt
bốn năm qua để tơi có thể hồn thành được luận án của mình.
Tơi xin gửi lời cảm ơn chân thành tới GS.TSKH Trần Đình Long, GS.T S
Lã Văn Út, PGS.TS Trần Bách, PGS.TS Nguyễn Lân Tráng, TS Đinh Quang
Huy, TS Đỗ Xuân Khôi cùng các thầy cô giáo trong bộ môn Hệ thống điện Viện Điện - Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội đã cho tôi những ý kiến quý báu
trong suốt quá trình học tập và nghiên cứu.
Tơi xin chân thành cảm ơn Ban giám hiệu trường Đại học Kỹ thuật Côn g
nghiệp cùng các đồng nghiệp ở bộ môn Hệ thống điện - Khoa Điện - Trường Đại
học Kỹ thuật Công nghiệp đã tạo điều kiện về thời gian và có những ý kiến đón g
góp bổ sung cho luận án.
Tơi xin chân thành cảm ơn Ban giám hiệu trường Đại học Bách khoa Hà
Nội, Viện đào tạo sau đại học - Trường Đại học Bách khoa Hà Nội đã tạo những
điều kiện thuận lợi nhất về mọi mặt để tôi hồn thành nội dung nghiên cứu.
Cuối cùng, tơi xin bày tỏ lịng biết ơn sâu sắc tới cha mẹ tơi, vợ tơi và
những người thân trong gia đình đã ln động viên, khích lệ cho tơi động lực để
có thể hoàn thành được luận án này.
Tác giả luận án

Vũ Văn Thắng

ii


MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN ................................................................................................ i
LỜI CẢM ƠN..................................................................................................... ii
MỤC LỤC ......................................................................................................... iii
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT ......................................... vii

DANH MỤC CÁC BẢNG................................................................................. xi
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ ............................................................ xii
MỞ ĐẦU ......................................................................................................... xiv
1. Tính cấp thiết của đề tài ........................................................................ xiv
2. Mục đích nghiên cứu .............................................................................. xv
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu .......................................................... xv
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn............................................................... xvi
5. Nội dung nghiên cứu .............................................................................. xvi
CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN 1
1.1 Giới thiệu ................................................................................................ 1
1.2 HTCCĐ Việt Nam và một số vấn đề về qui hoạch................................ 1
1.2.1 Hiện trạng HTCCĐ Việt Nam.......................................................... 1
1.2.2 Những tồn tại và vấn đề qui hoạch HTCCĐ..................................... 2
1.3 Nguồn điện phân tán .............................................................................. 3
1.3.1 Tổng quan về nguồn điện phân tán................................................... 3
1.3.2 Công nghệ và đặc điểm của nguồn điện phân tán ............................. 3
1.3.2.1
1.3.2.2
1.3.2.3
1.3.2.4

Thủy điện nhỏ ................................................................................4
Điện gió.........................................................................................4
Điện mặt trời .................................................................................5
Tuabin khí và máy phát diesel........................................................6

1.4 Bài tốn qui hoạch phát triển HTCCĐ ................................................. 6
1.4.1 Tổng quan bài toán qui hoạch HTCCĐ ............................................ 6
1.4.1.1 Mục tiêu.........................................................................................6
1.4.1.2 Những bước cơ bản của bài toán qui hoạch HTCCĐ .....................6

1.4.1.3 Một số bài tốn qui hoạch HTCCĐ ................................................6

1.4.2 Phân tích và lựa chọn phương pháp qui hoạch HTCCĐ ................... 8
1.4.2.1 Qui hoạch theo tiêu chuẩn .............................................................8
1.4.2.2 Qui hoạch tốn học........................................................................8
1.4.2.3 Phân tích và lựa chọn phương pháp qui hoạch ..............................9

1.4.3 Bài toán qui hoạch tốn học tổng qt.............................................. 9
1.4.3.1 Mơ hình tốn .................................................................................9
1.4.3.2 Phân loại bài toán qui hoạch ....................................................... 10

1.4.4 Những thay đổi gần đây trong qui hoạch HTCCĐ.......................... 11
iii


1.4.4.1 Sự tham gia của các nguồn điện phân tán .................................... 11
1.4.4.2 Yếu tố giá điện ............................................................................. 12

1.4.5 Các chỉ tiêu kinh tế đánh giá phương án đầu tư .............................. 12
1.5 Qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của các DG........ 15
1.5.1 Mơ hình bài tốn qui hoạch HTCCĐ.............................................. 15
1.5.2 Phương pháp, thuật toán giải bài toán qui hoạch HTCCĐ .............. 18
1.6 Đánh giá và lựa chọn cơng cụ tính tốn .............................................. 19
1.6.1 Giới thiệu chương trình GAMS...................................................... 19
1.6.2 Thuật tốn và solver MINOS trong chương trình GAMS ............... 21
1.6.3 Những yêu cầu khi lập bài toán qui hoạch HTCCĐ trong GAMS .. 25
1.7 Nhận xét và đề xuất những vấn đề cần nghiên cứu ............................ 26
CHƯƠNG 2. XÂY DỰNG MƠ HÌNH VÀ PHƯƠNG PHÁP GIẢI BÀI TOÁN
QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN................................................. 28
2.1 Đặt vấn đề ............................................................................................. 28

2.2 Phân tích một số đặc điểm c ủa bài toán qui hoạch HTCCĐ hiện nay 30
2.2.1 Lựa chọn mơ hình qui hoạch HTCCĐ............................................ 30
2.2.2 Những đặc điểm cần nghiên cứu bổ sung ....................................... 32
2.2.2.1 Ràng buộc nâng cấp và hàm chi phí nâng cấp đường dây, TBA ... 32
2.2.2.2 Mơ hình cân bằng cơng suất nút AC ............................................ 33
2.2.2.3 Sử dụng ĐTPT điển hình trong tính tốn chi phí .......................... 34

2.3 Xây dựng mơ hình tốn qui hoạch HTCCĐ........................................ 35
2.3.1 Sơ đồ khối và qui trình tính tốn qui hoạch HTCCĐ ...................... 35
2.3.2 Xây dựng mơ hình cơ sở (MCSD) ................................................. 39
2.3.2.1 Hàm mục tiêu của mô hình cơ sở ................................................. 39
2.3.2.2 Các ràng buộc của mơ hình cơ sở................................................ 46
2.3.2.3 Phân tích và nhận dạng mơ hình cơ sở......................................... 50

2.3.3 Xây dựng mơ hình hiệu chỉnh (MHCD) ......................................... 50
2.3.3.1 Hàm mục tiêu của mơ hình hiệu chỉnh ......................................... 50
2.3.3.2 Các ràng buộc của mơ hình hiệu chỉnh ........................................ 51
2.3.3.3 Phân tích và nhận dạng mơ hình hiệu chỉnh................................. 51

2.3.4 Đánh giá mơ hình đề xuất .............................................................. 53
2.4 Tính tốn áp dụng ................................................................................ 53
2.4.1 Đặt vấn đề...................................................................................... 53
2.4.2 Sơ đồ khối và mơ hình tính tốn .................................................... 53
2.4.3 Xây dựng chương trình tính tốn ................................................... 54
2.4.3.1 Lập modul nhập thông số đầu vào và mô tả bài tốn.................... 54
2.4.3.2 Sử dụng solver giải bài tốn tìm nghiệm tối ưu ............................ 56
2.4.3.3 Lập modul hiển thị kết quả........................................................... 56

iv

2.4.4 Ví dụ 1 ........................................................................................... 56
2.4.4.1 Lập mơ hình và tính tốn bước cơ sở ........................................... 57
2.4.4.2 Lập mơ hình và tính tốn bước hiệu chỉnh ................................... 61
2.4.4.3 Đánh giá hiệu quả của mơ hình đề xuất ....................................... 64

2.5 Nhận xét và kết luận chương 2 ............................................................ 65
CHƯƠNG 3. QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN XÉT ĐẾN KH Ả
NĂNG THAM GIA CỦA CÁC LOẠI NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN ................ 67
3.1 Đặt vấn đề ............................................................................................. 67
3.2 Sơ đồ khối và qui trình tính tốn qui hoạch HTCCĐ khi xét đến đặc
điểm công nghệ của DG ....................................................................... 68
3.3 Qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của TBK hoặc máy
phát diesel ............................................................................................. 68
3.3.1 Xây dựng mơ hình tốn qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng
tham gia của TBK hoặc máy phát diesel .......................................... 68
3.3.1.1 Xây dựng mơ hình cơ sở............................................................... 68
3.3.1.2 Xây dựng mơ hình hiệu chỉnh....................................................... 74

3.3.2 Lập chương trình giải bài tốn qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả
năng tham gia của TBK, máy phát diesel ......................................... 76
3.3.3 Ví dụ 2 ........................................................................................... 76
3.3.3.1 Sơ đồ và thông số của HTCCĐ .................................................... 76
3.3.3.2 Khai báo biến và dữ liệu đầu vào ................................................. 77
3.3.3.3 Kết quả tính tốn ......................................................................... 78

3.3.4 Nhận xét ........................................................................................ 82
3.4 Qui hoạch HTCCĐ khi xét khả nă ng tham gia của TĐN ................... 83
3.4.1 Xây dựng mơ hình tốn qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng
tham gia của TĐN............................................................................ 84

3.4.1.1 Xây dựng mô hình cơ sở............................................................... 84
3.4.1.2 Xây dựng mơ hình hiệu chỉnh....................................................... 87

3.4.2 Lập chương trình tính tốn qui hoạch HTCCĐ khi xét khả năng tha m
gia của TĐN .................................................................................... 88
3.4.3 Ví dụ 3 ........................................................................................... 88
3.4.3.1 Sơ đồ và thông số của HTCCĐ .................................................... 88
3.4.3.2 Khai báo biến và dữ liệu đầu vào ................................................. 89
3.4.3.3 Kết quả tính tốn ......................................................................... 89

3.4.4 Nhận xét ........................................................................................ 91
3.5 Qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia c ủa nhiều loại DG
............................................................................................................... 92
3.5.1 Xây dựng mơ hình tốn qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng
tham gia của nhiều loại DG.............................................................. 93
3.5.1.1 Xây dựng mơ hình cơ sở............................................................... 93

v


3.5.1.2 Xây dựng mơ hình hiệu chỉnh....................................................... 96

3.5.2 Lập chương trình tính tốn qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả năng
tham gia của nhiều loại DG.............................................................. 98
3.5.3 Ví dụ 4 ........................................................................................... 98
3.5.3.1 Sơ đồ và thông số HTCCĐ ........................................................... 98
3.5.3.2 Khai báo biến và dữ liệu đầu vào ................................................. 99
3.5.3.3 Kết quả tính tốn ......................................................................... 99

3.5.4 Nhận xét ...................................................................................... 102

3.6 Nhận xét và kết luận chương 3 .......................................................... 103
CHƯƠNG 4. TÍNH TỐN ÁP DỤNG CHO QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG
CẤP ĐIỆN VIỆT NAM .................................................................................. 105
4.1 Đặt vấn đề ........................................................................................... 105
4.2 Những giả thiết và thơng số tính tốn ............................................... 105
4.2.1 Những giả thiết chung.................................................................. 105
4.2.2 Suất chi phí của DG theo cơng nghệ ............................................ 106
4.2.3 Suất chi phí đầu tư đường dây và TBA ........................................ 107
4.2.4 Đặc tính giá bán điện ................................................................... 107
4.3 Tính tốn qui hoạch HTCCĐ trong khu vực 1 ................................. 108
4.3.1 Sơ đồ và thơng số tính tốn của hệ thống ..................................... 108
4.3.2 Kết quả tính tốn và thảo luận ...................................................... 110
4.4 Tính tốn qui hoạch HTCCĐ trong khu vực 2 ................................. 114
4.4.1 Sơ đồ HTCCĐ và thơng số tính tốn ............................................ 114
4.4.2 Kết quả tính tốn và thảo luận ...................................................... 116
4.5 Những đánh giá và kết luận chương 4 ............................................... 120
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ......................................................................... 121
1. Những nội dung cơ bản c ủa luận án .................................................... 121
2. Những đóng góp của luận án ................................................................ 122
3. Hướng nghiên cứu tiếp theo ................................................................. 123
TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................... 124
DANH MỤC CÁC CƠNG TRÌNH ĐÃ CƠNG BỐ CỦA LUẬN ÁN............. 134
PHỤ LỤC ....................................................................................................... 135

vi


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT
1. Các chữ viết tắt
CCĐ

Cung cấp điện

CF

Hệ số sử dụng DG (Capacity Factor)

CSPK

Công suất phản kháng

CSTD

Công suất tác dụng

CTPP

Công ty phân phối

DG

Nguồn điện phân tán (Distributed Generator)

ĐTPT

Đồ thị phụ tải

GAMS

Chương trình The General Algebraic Modeling System

HTCCĐ

Hệ thống cung cấp điện

HTĐ

Hệ thống điện

KT-KT

Kinh tế kỹ thuật

LP

Qui hoạch tuyến tính (Linear Programming)

LNP

Qui hoạch phi tuyến (Nonlinear Programming)

MBA

Máy biến áp

MCSD

Mơ hình cơ sở xét đến khả năng tham gia của DG

MHCD

Mơ hình hiệu chỉnh xét đến khả năng tham gia của DG

MINLP

Qui hoạch phi tuyến nguyên thực hỗn hợp (Mixed Integer
Nonlinear Programming)

MIP

Qui hoạch nguyên (Mixed Integer Programming)

PMT

Nguồn pin mặt trời (PV)

TBA

Trạm biến áp

TBK

Tuabin khí

TĐN

Thủy điện nhỏ

TTĐ

Thị trường điện

2. Các tham số
CFt
CSt

Chi phí đầu tư xây dựng đường dây ($)
Chi phí đầu tư xây dựng TBA ($)

CDG t

Chi phí đầu tư xây dựng DG ($)

EDG t

Chi phí vận hành và nhiên liệu của DG ($)

ES t

Chi phí mua điện từ hệ thống qua TBA nguồn ($)

RNt

Giá trị cịn lại hay chi phí bổ sung ở cuối giai đoạn tính tốn ($)
vii


PD i , QDi

Phụ tải tại các nút năm cơ sở (MW, MVAR)

PDi ,t ,s ,h QDi ,t ,s ,h

Phụ tải tại các nút i, năm t, mùa s và giờ h (MW, MVAR)

DPt, s, h , DQ t, s, h

Tổn thất CSTD và CSPK (MW, MVAR)

kts ,h

Hệ số mùa và giờ của ĐTPT điển hình

kpt.i

Hệ số phát triển của phụ tải i

r0,ij , x 0,ij , Lij

Điện trở, điện kháng đơn vị và chiều dài của đường dây (W/km,
W/km, km)

Udm

Điện áp định mức của lưới điện (kV)

CF0 , CF

Suất chi phí đầu tư đường dây ($/km, $/km.mm 2)

CS0, CS

Suất chi phí đầu tư TBA ($/TBA, $/MVA)

,

r

S
P .h

,r

S
Q .h

Đặc tính giá mua điện theo thời gian ($/MWh, $/MVARh)

Fij*,0 ,S ijF,0*

Tiết diện và công suất giới hạn nhiệt của đường dây hiện trạng
(mm2 , MVA)

Si,0S*

Công suất của TBA hiện trạng (MVA)

J cp.ij

Mật độ dòng điện cho phép (A/mm2)

r

Hệ số chiết khấu

N, NL, NS

Tổng số nút, số nút tải và số nút TBA nguồn của HTCCĐ

MS, MT

Hệ số có giá trị đủ lớn (thỏa mãn biến lựa chọn tiết diện dây dẫn,
TBA)

F
DSSmin , DSmin

Công suất nâng cấp nhỏ nhất của TBA, đường dây (MVA)

Sim,t ax
Sij,max
t
,

Công suất lớn nhất truyền tải trên đường dây và TBA, năm t
(MVA)

| Yij ,t | q ij ,t
,

Modul và góc lệch của thành phần tổng dẫn trong ma trận tổng
dẫn [Y]

Fmin.ij Fij,TCt
,

Tiết diện nâng cấp nhỏ nhất và tiêu chuẩn của đường dây (mm2)

SiTC
,t

Công suất tiêu chuẩn của TBA (MVA)

U min , U max

Giới hạn điện áp nút (kV)

U 0i, t ,d i0, t

Xấp xỉ đầu (modul và góc lệch điện áp nút) (kV, rad)

Ds

Tổng số ngày trong mùa s (ngày)

H, SS, T

Số giờ trong ngày, số mùa trong nă m và số năm tính tốn

NDG

Tổng số nút có thể xây dựng DG

viii


CiDG

r

DG
P

Suất chi phí đầu tư DG ($/MW)
DG
Q

,r

Suất chi phí nhiên liệu và vận hành DG ($/MWh, $/MVARh)

TDG

Tuổi thọ của DG (năm)

DG
, PmDG
Pmin
ax

Giới hạn công suất của DG trong bước 1 (MW)

Pi,DG
QDG
t
, i ,t

Công suất phát của DG tại nút i (MW, MVAR)

TF, T S, TDG

Tuổi thọ của đường dây, TBA nguồn và DG (năm)

t Fkh ,t Skh ,t DG
kh

Thời gian khấu hao của đường dây, TBA và DG trong giai đoạn
tính tốn (năm)

t F, tS, tDG

Thời gian đầu tư đường dây, TBA và DG (năm)

Fij*,t ,S i*,t

Tiết diện đường dây và công suất TBA tiêu chuẩn được lựa chọn
(mm2 , MVA)

R*ij,t , X*ij,t

Điện trở và điện kháng đường dây theo tiết diện nâng cấp tiêu
chuẩn (W)

Sij,Fmt ax

Công suất giới hạn lớn nhất của đường dây sau nâng cấp (MVA)

ax
SiSm
,t

Công suất lớn nhất của TBA sau nâng cấp (MVA)

*
N DG

Số nút có thể xây dựng DG

*
DG*
, PmDG
Pmin
ax

Giới hạn cơng suất của DG trong bước 2 (MW)

CTBt , ETBt

Chi phí đầu tư xây dựng và chi phí vận hành của TBK hoặc máy
phát diesel ($)

C TB

Suất chi phí đầu tư xây dựng TBK hoặc máy phát diesel ($)

NTB

Tổng số nút có thể xây dựng TBK hoặc máy phát diesel

PiTB
QTB
,t
i, t

,

TB

TB
r P ,r Q
TB

TB
m

Công suất phát của TBK hoặc máy phát diesel (MW, MVAR)
Suất chi phí nhiên liệu và vận hành của TBK hoặc máy phát
diesel ($/MWh, $/MVARh)
Giới hạn công suất đầu tư của TBK hoặc máy phát diesel (MW)

TTB

Tuổi thọ của TBK hoặc máy phát diesel (năm)

*
N TB

Số nút đã lựa chọn đầu tư TBK hoặc máy phát diesel bước 1

CTDt ETDt

Chi phí đầu tư và vận hành của TĐN ($)

CiTD

Suất chi phí đầu tư theo vị trí xây dựng của TĐN ($/MW)

NTĐ

Tổng số nút có thể xây dựng TĐN

,

ix


TD
PiTD
, t , s , h ,Q i , t , s , h

Công suất phát của TĐN (MW, MVAR)

TD
r P ,r

Suất chi phí vận hành của TĐN ($/MWh, $/MVARh)

TD
Q

kTD
s ,h

Hệ số đặc tính cơng suất phát của TĐN

D
,Pi,TD
PiT,min
max

Giới hạn công suất đầu tư của TĐN (MW)

TTD

Tuổi thọ của TĐN (năm)

*
NTD

Số nút đã lựa chọn đầu tư TĐN bước 1

*
PiTD
, max

Công suất định mức của TĐN lựa chọn bước 1 (MW)

CiDG
,k

Suất chi phí đầu tư DG theo vị trí xây dựng và công nghệ k
($/MW)

kDG

Tổng số công nghệ của các DG

DG
PiDG
, k , t , s, h Qi , k , t, s, h

,

DG
r P .k , r

DG
Q. k

Công suất phát của các DG theo công nghệ k (MW, MVAR)

Suất chi phí nhiên liệu và vận hành theo cơng nghệ k của DG
($/MWh, $/MVARh)
Hệ số đặc tính cơng suất phát của các DG theo công nghệ k

kkDG
, s, h
TDG ,k t DG
kh, k

Tuổi thọ và thời gian khấu hao của DG theo cơng nghệ k trong
giai đoạn tính tốn (năm)

G
,Pi,DG
Pi,Dk,min
k, max

Giới hạn cơng suất của DG có cơng nghệ k (MW)

,

3. Các biến
Fij ,t

Biến lựa chọn tiết diện nâng cấp của đường dây (mm2)

DSiS,t

Biến lựa chọn công suất nâng cấp của TBA (MVA)

Pi,DG
t

Biến lựa chọn công suất DG (MW)

DSFij, t

Biến công suất nâng cấp của đường dây (MVA)

PiS,t , s ,h ,Q iS,t , s ,h

Biến CSTD và CSPK mua từ hệ thống qua TBA nguồn (MW,
MVAR)

PiTB
,t

Biến lựa chọn là công suất đầu tư TBK hoặc máy phát diesel
(MW)

PiDG
,k,t

Biến lựa chọn công suất của DG theo công nghệ k (MW)

| Ui, t, s, h | d i,t , s, h
,

Biến modul và góc lệch của điện áp nút (kV, rad)

a ij,t ,g i ,t

Biến nhị phân (0; 1)

x


DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1.1 Những thay đổi trong mô hình bài tốn qui hoạch HTCCĐ................ 16
Bảng 1.2 Modul các thuật toán giải trong GAMS.............................................. 20
Bảng 2.1 Khai báo biến và tham số của HTCCĐ trong MCSD.......................... 49
Bảng 2.2 Khai báo biến và tham số của HTCCĐ trong MHCD ......................... 52
Bảng 2.3 Thông số đường dây của HTCCĐ 4 nút ............................................. 57
Bảng 2.4 Thông số nâng cấp của đường dây ..................................................... 61
Bảng 2.5 Thông số nâng cấp của TBA nguồn ................................................... 61
Bảng 2.6 Kết quả qui hoạch HTCCĐ 4 nút ....................................................... 63
Bảng 2.7 Một số chỉ tiêu KT-KT khi qui hoạch HTCCĐ 4 nút.......................... 63
Bảng 2.8 So sánh một số chỉ tiêu KT-KT khi tính theo P max và t....................... 64
Bảng 3.1 Khai báo biến và tham số của MCSD khi xét đến khả năng tham gia của
TBK hoặc máy phát diesel................................................................. 73
Bảng 3.2 Khai báo biến và tham số của MHCD khi xét đến khả năng tham gia
của TBK hoặc máy phát diesel........................................................... 75
Bảng 3.3 Phụ tải của HTCCĐ 7 nút .................................................................. 76
Bảng 3.4 Thông số đường dây của HTCCĐ 7 nút ............................................. 76
Bảng 3.5 Khai báo mảng dữ liệu và tham số của HTCCĐ 7 nút ........................ 77
Bảng 3.6 Khai báo tham số của máy phát diesel................................................ 77
Bảng 3.7 Khai báo giới hạn của biến và tham số của mơ hình ........................... 78
Bảng 3.8 Khai báo biến của chương trình.......................................................... 78
Bảng 3.9 Tổng dẫn nhánh đơn vị năm cơ sở...................................................... 78
Bảng 3.10 Lộ trình đầu tư, nâng cấp thiết bị của HTCCĐ khi xét khả năng tha m

gia của máy phát diesel...................................................................... 79
Bảng 3.11 Quyết định nâng cấp đường dây và TBA.......................................... 79
Bảng 3.12 Công suất lớn nhất cần đáp ứng của thiết bị trong HTCCĐ 7 nút ..... 79
Bảng 3.13 Một số chỉ tiêu KT-KT khi qui hoạch HTCCĐ 7 nút ....................... 80
Bảng 3.14 So sánh chỉ tiêu KT-KT của HTCCĐ trong hai bước tính ................ 81
Bảng 3.15 Khai báo biến và tham số của MCSD khi xét đến khả năng tham gia
của TĐN ............................................................................................ 86
Bảng 3.16 Khai báo biến và tham số của MHCD khi xét đến khả năng tham gia
của TĐN ............................................................................................ 88
Bảng 3.17 Tham số của TĐN............................................................................ 89
xi


Bảng 3.18 Khai báo biến của mơ hình khi xét khả năng tham gia của TĐN ...... 89
Bảng 3.19 Quyết định đầu tư TĐN.................................................................... 90
Bảng 3.20 Lộ trình qui hoạch HTCCĐ 7 nút khi xét khả năng tham gia của TĐN
.......................................................................................................... 90
Bảng 3.21 So sánh chỉ tiêu KT-KT của HTCCĐ khi có TĐN............................ 90
Bảng 3.22 Khai báo biến và tham số của MCSD khi xét đến khả năng tham gia
của nhiều loại DG.............................................................................. 96
Bảng 3.23 Khai báo biến và tham số của MHCD khi xét đến khả năng tham gia
của nhiều loại DG.............................................................................. 97
Bảng 3.24 Giới hạn công suất của các DG trong HTCCĐ 7 nút ........................ 98
Bảng 3.25 Suất chi phí đầu tư và vận hành của các DG..................................... 99
Bảng 3.26 Khai báo biến của bài toán qui hoạch HTCCĐ 7 nút ........................ 99
Bảng 3.27 Kết quả lựa chọn công suất DG và TBA nguồn trong bước cơ sở... 100
Bảng 3.28 Lộ trình đầu tư, nâng cấp thiết bị của HTCCĐ khi xét khả năng đầu tư
nhiều DG ......................................................................................... 100
Bảng 3.29 So sánh chỉ tiêu KT-KT của HTCCĐ khi có nhiều loại DG............ 101
Bảng 4.1 Suất chi phí xây dựng, vận hành và nhiên liệu của các DG............... 107

Bảng 4.2 Suất chi phí đầu tư, nâng cấp TBA và đường dây ............................. 107
Bảng 4.3 Tuổi thọ của các thiết bị điện ........................................................... 107
Bảng 4.4 Lộ trình nâng cấp đường dây, TBA và đầu tư TĐN của HTCCĐ Ba Bể
........................................................................................................ 110
Bảng 4.5 Lộ trình nâng cấp thiết bị HTCCĐ Ba Bể khi không xét khả năng tham
gia của TĐN .................................................................................... 111
Bảng 4.6 So sánh một số chỉ tiêu KT-KT của HTCCĐ Ba Bể ......................... 112
Bảng 4.7 Thông số và lộ trình nâng cấp tối ưu đường dây và TBA lộ 478, TB A
Thịnh Đán ....................................................................................... 116
Bảng 4.8 Một số chỉ tiêu KT-KT của lộ 478, TBA Thịnh Đán ........................ 117
Bảng 4.9 So sánh quyết định đầu tư trong các bước tính lộ 478, TBA Thịnh Đán
........................................................................................................ 119
Bảng 4.10 So sánh chỉ tiêu KT-KT trong các bước tính lộ 478, TBA Thịnh Đán
........................................................................................................ 119

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình 1.1 Sơ đồ các bước qui hoạch HTCCĐ...................................................... 7
Hình 1.2 Sơ đồ khối của solver MINOS giải bài toán phi tuyến ....................... 25
xii


Hình 2.1 Mơ hình hai bước qui hoạch HTCCĐ................................................ 31
Hình 2.2 Sơ đồ khối tính tốn qui hoạch HTCCĐ ............................................ 36
Hình 2.3 Sơ đồ HTCCĐ 4 nút .......................................................................... 56
Hình 2.4 Đồ thị phụ tải ngày điển hình giả thiết............................................... 56
Hình 2.5 Đặc tính giá bán điện......................................................................... 57
Hình 2.6 Tổn thất cơng suất lớn nhất của HTCCĐ 4 nút .................................. 64
Hình 2.7 Tổn thất điện áp lớn nhất của HTCCĐ 4 nút...................................... 64
Hình 2.8 So sánh tổn thất điện năng................................................................. 65
Hình 3.1 Sơ đồ HTCCĐ 7 nút .......................................................................... 76

Hình 3.2 Tổn thất công suất lớn nhất của HTCCĐ 7 nút .................................. 80
Hình 3.3 Phân tích độ nhậy theo suất chi phí nhiên liệu của máy phát diesel.... 81
Hình 3.4 Sơ đồ và thơng số HTCCĐ hình tia 7 nút .......................................... 88
Hình 3.5 Đặc tính cơng suất phát của TĐN ...................................................... 89
Hình 3.6 So sánh tổn thất công suất lớn nhất khi đầu tư TĐN .......................... 91
Hình 3.7 So sánh điện áp nhỏ nhất tại nút 4 khi đầu tư TĐN............................ 91
Hình 3.8 Đặc tính cơng suất phát của PMT (PV).............................................. 99
Hình 3.9 So sánh tổn thất công suất lớn nhất khi đầu tư nhiều DG ................. 101
Hình 3.10 So sánh tổn thất điện áp lớn nhất khi đầu tư nhiều DG .................. 101
Hình 3.11 Phân tích độ nhậy theo suất chi phí đầu tư của PMT...................... 102
Hình 4.1 Sơ đồ HTCCĐ huyện Ba Bể, tỉnh Bắc Kạn ..................................... 109
Hình 4.2 Đồ thị phụ tải ngày điển hình của HTCCĐ Bắc Kạn [7] .................. 110
Hình 4.3 So sánh tổn thất cơng suất trong HTCCĐ Ba Bể.............................. 112
Hình 4.4 So sánh tổn thất điện năng của HTCCĐ Ba Bể ................................ 113
Hình 4.5 So sánh điện năng nhận từ HTĐ của HTCCĐ Ba Bể ....................... 113
Hình 4.6 So sánh điện áp nút nhỏ nhất của HTCCĐ Ba Bể ............................ 113
Hình 4.7 Sơ đồ lộ 478, TBA 110kV Thịnh Đán ............................................. 115
Hình 4.8 Đồ thị phụ tải ngày điển hình của HTCCĐ Thái Nguyên................. 116
Hình 4.9 Tổn thất công suất lớn nhất của lộ 478, TBA Thịnh Đán ................. 117
Hình 4.10 So sánh tổn thất điện năng của lộ 478, TBA Thịnh Đán................. 118
Hình 4.11 Điện áp nút nhỏ nhất của lộ 478, TBA Thịnh Đán ......................... 118
Hình 4.12 Độ nhậy của phương án đầu tư lộ 478, TBA Thịnh Đán ................ 118

xiii


MỞ ĐẦU
Qui hoạch HTCCĐ là vấn đề phức tạp với nhiều mục tiêu khác nhau như
đảm bảo hiệu quả kinh tế, cung cấp năng lượng tin cậy và không tác động xấu
đến mơi trường. Ngồi ra, nhiều yếu tố mang tính ngẫu nhiên và khơng chắc

chắn, số lượng biến rất lớn cũng làm tăng tính phức tạp của bài tốn.
Cùng với q trình phát triển của ngành điện, nhiều mơ hình và phương
pháp qui hoạch HTCCĐ đã được phát triển và ứng dụng thành công trong thực
tiễn với kết quả và giải pháp phù hợp. Tuy vậy, các mơ hình và phương pháp này
có thể được cải thiện, nâng cao hiệu quả khi sử dụng những giải pháp hoàn thiện
hơn nên các nghiên cứu vẫn tiếp tục được thực hiện bởi nhiều nhà khoa học trên
thế giới. Trong những năm gần đây, quá trình tái cơ cấu TTĐ theo xu hướng
cạnh tranh và công nghệ DG phát triển rất nhanh. Nhiều cơng cụ với khả năng
tính tốn mạnh, nhiều phương pháp và thuật toán mới đã được phát triển. Do đó,
cần nghiên cứu các mơ hình và phương pháp qui hoạch mới, hồn thiện hơn
nhằm nâng cao tính chính xác và đáp ứng được yêu cầu thực tiễn.

1. Tính cấp thiết của đề tài
Tốc độ tăng trưởng phụ tải điện nước ta khá cao trong hơn thập kỷ qua.
Trong giai đoạn (1999÷2010) tốc độ tăng trưởng đạt 13,84% [34], dự báo trong
giai đoạn (2010÷2015) đạt (14,1÷16,0)% và đạt khoảng (11,3÷11,6)% trong giai
đoạn (2016÷2020) tương ứng sản lượng năm 2020 đạt khoảng (330÷362)tỷ kWh
[44]. HTCCĐ cịn nhiều bất cập như nhiều cấp điện áp chồng chéo, thiết bị lạc
hậu, chất lượng điện năng và độ tin cậy CCĐ kém [42][44]. Do đó, qui hoạch
HTCCĐ cần phải được quan tâm thỏa đáng mới đáp ứng yêu cầu hiện nay.
Nhiều nghiên cứu đã được thực hiện và đưa ra những giải pháp như xây
dựng lộ trình qui hoạch dài hạn, thống nhất cho từng khu vực và từng miền. Đầu
tư nâng cấp đường dây và TBA, từng bước nâng cấp và thay thế các hệ thống cũ,
thiết bị lạc hậu, bổ sung các thiết bị mới và giảm bán kính cấp điện nhằm nâng
cao chất lượng điện và độ tin cậy CCĐ [3][23][42]. Tuy vậy, thực hiện các giải
pháp trên đòi hỏi lượng vốn đầu tư lớn, thời gian thực hiện dài nên qui hoạch
HTCCĐ nước ta trong thời gian tới cần những giải pháp hiệu quả và đột phá.
Trong thập kỷ tới, phụ tải của HTĐ Việt Nam vẫn tăng khá cao, các nguồn
năng lượng truyền thống đang dần cạn kiệt, gây ô nhiễm môi trường và làm thay
đổi hệ sinh thái [44]. Nghiên cứu phát triển và ứng dụng các công nghệ phát điện

mới có khả năng tái tạo, khơng gây ô nhiễm môi trường trong qui hoạch HTĐ nói
chung và qui hoạch HTCCĐ là yêu cầu cấp thiết hiện nay. Hơn nữa, TTĐ đã
được xây dựng thành công tại nhiều quốc gia trên thế giới trong những năm gần
đây và đang từng bước được ứng dụng để tái cơ cấu ngành điện Việt Nam theo
xu hướng cạnh tranh [10][11][33][36]. Công nghệ phát điện đã phát triển rất
xiv


nhanh với nhiều nguồn năng lượng mới và tái tạo được thương mại hóa thành
cơng, có thể cạnh tranh với các nguồn năng lượng truyền thống [88][101][106]
[111][112][128][131][138][146][148][154]. Khi DG tham gia trong HTCCĐ sẽ
dẫn đến những thay đổi trong bài toán qui hoạch và cải tạo. Những thay đổi này
làm tăng tính phức tạp của bài tốn nhưng cũng mở ra những cơ hội để nâng cao
hiệu quả kinh tế và cải thiện các chỉ tiêu kỹ thuật của HTCCĐ [66][74][76].
Bài toán qui hoạch HTCCĐ đã được nghiên cứu và phát triển từ rất sớm với
nhiều phương pháp và mô hình qui hoạch được đề xuất. Nâng cấp thiết bị của hệ
thống (đường dây, TBA), bổ sung các đường dây mới và mở rộng sơ đồ hay bổ
sung thiết bị bù là bài toán qui hoạch cải tạo HTCCĐ đã được nhiều tác giả
nghiên cứu và đề xuất các mô hình tính tốn [68][79][104][137][139]. Ứng dụng
DG trong HTCCĐ và đặc tính giá điện thay đổi theo thời gian phụ thuộc vào cơ
cấu tải rất được quan tâm gần đây. Do đó, nhiều mơ hình qui hoạch HTCCĐ xét
đến khả năng tham gia DG đã được nghiên cứu và giới thiệu [50][60][70][71]
[122][124]. Những nghiên cứu này đã xét đến nhiều khía cạnh của bài toán qui
hoạch HTCCĐ khi tổng hợp DG. Tuy vậy, công suất của các DG thường thay đổi
phụ thuộc vào nguồn năng lượng sơ cấp, giá điện của các nguồn cung cấp cũng
thay đổi theo thời gian và vị trí kết nối trong HTĐ thì chưa được đề cập đầy đủ.
Từ phân tích trên, hướng nghiên cứu chính của luận án là bài tốn qui
hoạch HTCCĐ có xét đến khả năng tham gia của DG với đặc tính cơng suất phát
theo từng cơng nghệ, tổng hợp đặc tính giá điện và ĐTPT.

2. Mục đích nghiên cứu
Mục đích nghiên cứu của luận án là xây dựng cơ sở lý thuyết và phát triển
các phương pháp tính tốn KT-KT nhằm giải quyết một số khía cạnh của bài tốn
qui hoạch HTCCĐ khi xét đến các DG. Luận án sẽ tập trung nghiên cứu các mơ
hình qui hoạch HTCCĐ có xét đến khả năng tham gia của DG với đặc tính công
suất phát thay đổi phụ thuộc nguồn năng lượng sơ cấp. Mơ hình sẽ tổng hợp đặc
tính của giá bán điện và ĐTPT nhằm nâng cao tính chính xác của kết quả tính
tốn. Trên cơ sở đó, xây dựng các chương trình tính tốn và áp dụng cho bài tốn
qui hoạch HTCCĐ Việt Nam.

3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của luận án là các HTCCĐ trung áp, thuộc phạm vi
quản lý và vận hành cấp địa phương (các điện lực quận, huyện, thành phố, nhà
máy xí nghiệp…) hay CTPP.
Trong điều kiện HTCCĐ có các DG, luận án sẽ tập trung nghiên cứu phát
triển lý thuyết và các phương pháp tính tốn KT-KT của bài tốn qui hoạch

xv


HTCCĐ. Từ đó, xây dựng được mơ hình và chương trình tính tốn qui hoạch
HTCCĐ khi xét đến khả năng tham gia của DG.

4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
Bài toán qui hoạch HTCCĐ xét đến các DG ngày nay là vấn đề khoa học
hiện đại đang được nhiều nhà khoa học trên thế giới cũng như tại Việt Nam quan
tâm nghiên cứu. Luận án nghiên cứu xây dựng mơ hình tính tốn qui hoạch
HTCCĐ xét đến các DG với đặc trưng cơng nghệ qua đặc tính cơng suất phát,
tổng hợp ĐTPT và đặc tính giá điện. Biến nhị phân được sử dụng để biểu diễn
đặc tính chi phí phi tuyến có thành phần cố định của đường dây và TBA nguồn

phù hợp hơn với đặc tính chi phí thực tế đồng thời biểu diễn các ràng buộc nâng
cấp thiết bị từ dạng logic về các bất phương trình trong mơ hình tốn.
Chương trình tính tốn theo mơ hình đề xuất được lập trong chương trình
GAMS cho phép xét được đồng thời nhiều giải pháp trong bài toán qui hoạch
HTCCĐ cũng như đánh giá được rõ ràng hơn hiệu quả của từng giải pháp qua
các chỉ tiêu KT-KT của hệ thống.
Quá trình tái cơ cấu ngành điện nước ta đã được từng bước thực hiện, DG
đã được ứng dụng và có tiềm năng phát triển lớn. Các mơ hình đề xuất trong luận
án đã được tính tốn kiểm tra trên các HTCCĐ thực tế cho nhiều khu vực với đặc
điểm sử dụng DG điển hình bằng chương trình lập trong GAMS. Kết quả cho
thấy mơ hình và chương trình tính tốn phù hợp với những HTCCĐ thực tiễn. Do
đó, có thể được ứng dụng trong qui hoạch HTCCĐ Việt Nam.

5. Nội dung nghiên cứu
Nội dung nghiên cứu của luận án gồm có phần mở đầu, phần kết luận và 4
chương. Tổng quan về HTCCĐ Việt Nam, những vấn đề tồn tại cần giải quyết và
cơ sở lý thuyết bài tốn qui hoạch HTCCĐ được trình bày trong chương 1.
Chương này sẽ tổng hợp và đánh giá các mơ hình, các thành phần của bài tốn
qui hoạch HTCCĐ. Phân tích những tác động của giá bán điện và DG làm thay
đổi hàm mục tiêu, các ràng buộc và mơ hình hóa các thành phần của bài tốn. Từ
đó, định hướng những vấn đề nghiên cứu của luận án.
Chương 2 trình bày những nghiên cứu trước đây về bài toán qui hoạch
HTCCĐ từ đó đề xuất mơ hình tốn hai bước qui hoạch HTCCĐ khi xét đến đặc
tính giá điện, ĐTPT ngày điển hình và DG. Mơ hình sử dụng hàm mục tiêu cực
tiểu chi phí vịng đời của phương án đầu tư với các ràng buộc đảm bảo yêu cầu
kỹ thuật. Trong bước cơ sở, mơ hình xác định tiết diện nâng cấp đường dây và
công suất bổ sung của TBA nguồn với biến lựa chọn sử dụng biến thực đồng thời
với thông số đầu tư tối ưu của DG. Kết quả tính tốn được lựa chọn lại theo
thơng số tiêu chuẩn của thiết bị, tổng trở của hệ thống được cập nhật theo thôn g
xvi

số đã nâng cấp và sử dụng làm thông số đầu vào của bước hiệu chỉnh. Mơ hình
hiệu chỉnh xác định lại thông số đầu tư tối ưu của DG cùng các chỉ tiêu kinh tế,
thông số chế độ của HTCCĐ theo thông số của thiết bị tiêu chuẩn nên cho kết
quả chính xác và gần với giá trị tối ưu hơn. Chương trình tính tốn được lập
trong GAMS và tính tốn minh họa trong những ví dụ đơn giản.
Chương 3 phát triển mơ hình qui hoạch hai bước đã đề xuất trong chương 2,
xây dựng mơ hình và chương trình tính tốn qui hoạch HTCCĐ khi xét đến khả
năng tham gia của từng loại DG theo công nghệ sử dụng năng lượng sơ cấp
(TBK hoặc máy phát diesel, TĐN, PMT…) hay xét đồng thời nhiều công nghệ
DG với đặc tính cơng suất phát, ĐTPT và đặc tính giá điện được tổng hợp tron g
mơ hình. Hàm mục tiêu cực tiểu chi phí vịng đời, ràng buộc cân bằng cơng suất
nút AC và các ràng buộc kỹ thuật được sử dụng với biến lựa chọn là biến thực.
Những mơ hình đề xuất được tính tốn minh họa trong những ví dụ đơn giản
bằng chương trình lập trong GAMS. Kết quả cho thấy, thời gian tính tốn nhỏ và
kết quả tính tốn phù hợp.
Chương 4 sử dụng những chương trình đã lập tính tốn áp dụng trong bài
tốn qui hoạch cải tạo HTCCĐ thực tế tại Việt Nam. Những HTCCĐ trong các
khu vực có tiềm năng điển hình của các DG được lựa chọn để tính tốn kiểm tra.
Từ những nội dung nghiên cứu trên, kết cấu của luận án bao gồm:
Mở đầu
Chương 1. Tổng quan về qui hoạch HTCCĐ
Chương 2. Xây dựng mơ hình và phương pháp giải bài tốn qui hoạch
HTCCĐ
Chương 3. Qui hoạch HTCCĐ xét đến khả năng tham gia của các loại
nguồn điện phân tán
Chương 4. Tính toán áp dụng cho qui hoạch HTCCĐ Việt Nam
Kết luận và kiến nghị

xvii


CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ QUI HOẠCH HỆ THỐNG CUNG
CẤP ĐIỆN
1

Chương 1, Equation Chapter 1 Section 1

1.1 Giới thiệu
Qui hoạch HTCCĐ là vấn đề không mới và đã được thực hiện ngay từ khi
hình thành và phát triển ngành cơng nghiệp điện lực. Tuy nhiên, sự phát triển của
các công cụ tính tốn, mơ phỏng bằng máy tính cũng như những thay đổi về môi
trường công nghiệp điện lực, sự phát triển của công nghệ DG gần đây đã dẫn tới
những thay đổi lớn trong công tác qui hoạch, thiết kế và vận hành HTCCĐ.
Tiến bộ về công nghệ chế tạo gần đây đã nâng cao hiệu suất, giảm chi phí
của các DG và trở thành nguồn thay thế khả thi cho các nguồn năng lượng truyền
thống. Quá trình tái cơ cấu TTĐ đã thúc đẩy phát triển và ứng dụng các DG đồn g
thời khách hàng được lựa chọn nhà cung cấp dẫn đến giá bán điện và trào lưu
cơng suất thay đổi [115]. Vì vậy, bài tốn qui hoạch HTCCĐ cần xác định lộ
trình nâng cấp thiết bị của HTCCĐ đồng thời vấn đề lựa chọn công nghệ, vị trí,
cơng suất và thời gian đầu tư DG thay cho mua điện hoàn toàn từ HTĐ cần được
quan tâm nghiên cứu.
Phần tiếp theo sẽ nghiên cứu, thảo luận những vấn đề về qui hoạch HTCCĐ
nói chung và bài tốn qui hoạch HTCCĐ Việt Nam. Những thay đổi của bài tốn
qui hoạch HTCCĐ khi xét đến DG. Từ đó, xác định những vấn đề cần nghiên
cứu, giải quyết.

1.2 HTCCĐ Việt Nam và một số vấn đề về qui hoạch
1.2.1 Hiện trạng HTCCĐ Việt Nam

HTCCĐ trung áp tại Việt Nam do hồn cảnh lịch sử có những đặc điể m
riêng biệt như tồn tại nhiều cấp điện áp và mang tính đặc trưng theo miền và
vùng khá rõ nét. Miền Bắc sử dụng các cấp điện áp (6, 10, 22, 35)kV, miền
Trung sử dụng cấp điện áp (6, 10, 15, 22, 35)kV và miền Nam chỉ sử dụng cấp
điện áp (15, 22, 35)kV[42][44][23]. Năm 2007, tổng khối lượng lưới phân phối
có chiều dài 139.897,0km với cấu trúc ở khu vực thành phố, thị xã, khu đô thị và
khu công nghiệp theo sơ đồ mạch vòng vận hành hở, các khu vực cịn lại thường
sử dụng sơ đồ hình tia.
Lưới phân phối khu vực miền Bắc không đồng nhất và được thể hiện theo
từng khu vực. Khu vực miền núi có mật độ phụ tải nhỏ, bán kính cấp điện lớn với
lưới 35kV là chủ yếu và chiếm tỷ trọng (70÷80)%. Các chỉ tiêu KT-KT khôn g
đảm bảo do sử dụng nhiều loại dây dẫn, thiết bị chắp vá và xuống cấp. Tại khu
vực nông thôn và đồng bằng HTCCĐ đã được hình thành từ rất sớm, cấp điện áp
35kV chiếm (10÷20)%, (6, 10)kV chiếm (50÷60)%. Những năm gần đây, do phụ
tải tăng nhanh, các TBA trung gian 35/(6, 10)kV bị quá tải nên lưới điện 35kV
1


trở thành cấp phân phối và lưới 22kV từng bước được xây dựng thay thế lưới
điện (6, 10)kV, chiếm khoảng (20÷40)%. Phần lớn các TBA trung gian 35/(6,
10)kV đều đã xuống cấp và đầy tải. Chất lượng điện năng không đảm bảo và an
toàn CCĐ kém do đường dây cũ, tiết diện nhỏ, hệ số mang tải cao, bán kính cấp
điện lớn. Khu vực đô thị đã được đầu tư nâng cấp cải tạo thành lưới điện 22kV
với tỷ trọng khoảng (40÷60)%. Do đó, chất lượng điện đã được cải thiện, tổn thất
điện áp và tổn thất điện năng giảm.
Tại miền Nam, HTCCĐ sử dụng chủ yếu cấp điện áp 22kV và 15kV, tỷ
trọng lưới điện 22kV theo khối lượng đường dây chiếm 81,9%. Lưới điện 15kV
hầu hết được thiết kế theo tiêu chuẩn 22kV do đó việc nâng cấp thành 22kV rất
thuận lợi. Đường dây 22kV được tính tốn dự phòng lớn nên chất lượng của
HTCCĐ các tỉnh miền Nam về cơ bản có chất lượng tốt hơn khu vực miền Bắc.

HTCCĐ khu vực miền Trung mang đặc điểm của cả miền Bắc và miền
Nam với cấp điện áp (15, 22)kV chiếm tỷ trọng khá lớn khoảng (80÷90)%.
HTCCĐ khu vực miền Trung chủ yếu phát triển trong thời gian gần đây (sau năm
1994) và lưới (6, 10, 15)kV được thiết kế theo tiêu chuẩn 22kV. Do đó, việc cải
tạo nâng cấp tương đối thuận lợi.

1.2.2 Những tồn tại và vấn đề qui hoạch HTCCĐ
Từ những phân tích trên cho thấy, HTCCĐ Việt Nam còn tồn tại nhiều bất
cập theo từng khu vực và theo từng miền như nhiều cấp điện áp, khơng đồng bộ
gây khó khăn trong xây dựng và vận hành. Mật độ phụ tải tăng cao trong thời
gian gần đây dẫn đến một số cấp điện áp khơng cịn phù hợp do tổn thất cơn g
suất và điện năng lớn. Ngoài ra, HTCCĐ được xây dựng và nâng cấp không theo
qui hoạch dài hạn, nhiều đường dây cũ, xuống cấp nên HTCCĐ chắp vá, lạc hậu.
Chất lượng điện năng và độ tin cậy CCĐ trong nhiều khu vực không đảm bảo.
Trong thời gian gần đây, bên cạnh các giải pháp qui hoạch cải tạo truyền
thống như nâng cấp đường dây và TBA, một giải pháp mới được khuyến khích
sử dụng là đầu tư DG trong một số điều kiện có thể cạnh tranh với các giải pháp
truyền thống. Hơn nữa, một số vấn đề như việc tái cơ cấu ngành điện theo mơ
hình TTĐ cạnh tranh và sự phát triển nhanh các cơng cụ tính tốn qui hoạch
khiến bài toán qui hoạch ứng dụng cho HTCCĐ trung áp ở Việt Nam cần xem
xét thêm một số vấn đề sau:
- Khả năng tham gia của DG với các dạng nguồn năng lượng sơ cấp khác
nhau trong qui hoạch HTCCĐ nhằm sử dụng được các nguồn năng lượng
mới và tái tạo đồng thời nâng cao hiệu quả của HTCCĐ
- Đưa các yếu tố liên quan đến TTĐ vào mô hình qui hoạch HTCCĐ như giá
điện, ĐTPT…

2

1.3 Nguồn điện phân tán
1.3.1 Tổng quan về nguồn đi ện phân tán
Nguồn điện phân tán là nguồn điện được kết nối trực tiếp với HTCCĐ hoặc
cung cấp trực tiếp cho khách hàng [82][114][144], thường sử dụng công nghệ
mới như điện mặt trời, TĐN, điện gió, điện địa nhiệt, máy phát diesel, TBK, pin
nhiên liệu hay nhà máy điện-nhiệt kết hợp... DG có cơng suất nhỏ thường được
chế tạo theo dạng modul nên thời gian và không gian xây dựng nhỏ, có thể dễ
dàng bổ sung trong HTCCĐ.
DG là nguồn phát được lắp đặt gần nơi tiêu thụ nên loại trừ được những chi
phí truyền tải và phân phối, tăng cường linh hoạt và độ tin cậy của HTCCĐ, giảm
tổn thất công suất và tổn thất điện năng, cải thiện độ lệch điện áp nút và giảm ô
nhiễm môi trường [41][116][144]. Tuy nhiên, DG thường làm tăng tính phức tạp
trong đo lường, bảo vệ và vận hành hệ thống đồng thời vốn đầu tư thường lớn
theo từng công nghệ nên những nguồn này chưa được sử dụng rộng rãi.
Những năm đầu của thế kỷ XXI, công nghệ DG phát triển rất nhanh với chỉ
tiêu KT-KT ngày càng nâng cao đồng thời vấn đề ô nhiễm môi trường cũng được
quan tâm. Do đó, DG đã được nhiều nhà khoa học nghiên cứu và từng bước được
ứng dụng thành công tại nhiều nước trên thế giới [114]. Năm 2008 tổng côn g
suất đặt của PMT đạt 13,1GW với tốc độ phát triển trong giai đoạn (1998¸2008)
đạt 54% [88][146][147][148][153]. Tương tự, điện gió cũng được tập trung phát
triển rất mạnh tại Châu Âu và Bắc Mỹ với tốc độ phát triển đạt 21,4% trong giai
đoạn (1998÷2008), tổng cơng suất đặt năm 2008 là 121,19GW, dự báo đến năm
2020 đạt tới 1500,0GW [112][154][155]. Ngoài ra, TĐN và các DG sử dụng
năng lượng hóa thạch như máy phát TBK, máy phát diesel, pin nhiên liệu cũng
được nghiên cứu và phát triển rất mạnh mẽ [12][13][143].
DG cũng được sử dụng và có vai trị ngày càng quan trọng trong HTCCĐ
Việt Nam. Năm 2010 công suất của các nguồn này đạt 3,5% và dự báo đến năm
2020 đạt 4,5% tương ứng 3375,0MW[44]. Hiện nay, nhiều dự án sử dụng DG
đang được triển khai trong phạm vi cả nước [5][6][8][16][35][46][95].
Vì vậy, nghiên cứu ứng dụng DG trong qui hoạch HTCCĐ cần được đặc

biệt quan tâm với mục tiêu tăng cường sử dụng các nguồn năng lượng sạch và
nâng cao hiệu quả trong qui hoạch, vận hành HTCCĐ góp phần xây dựng và phát
triển hệ thống năng lượng bền vững.

1.3.2 Công nghệ và đặc điểm của nguồn điện phân tán
Nhiều công nghệ DG đã được phát triển và thương mại thành công tron g
những năm gần đây với chỉ tiêu KT-KT ngày càng cải thiện như giới thiệu trong
các nghiên cứu [19][20][21][82][98][114][143][144].
3


1.3.2.1 Thủy điện nhỏ
TĐN sử dụng năng lượng của dòng chảy đã được phát triển và ứng dụng rất
rộng rãi do khơng tạo khí thải gây ơ nhiễm mơi trường, không sử dụng hồ chứa
nên không gây ngập lụt, không làm thay đổi hệ sinh thái… Tuy nhiên, vị trí của
chúng chỉ hạn chế ở những nơi có dịng chảy nên hiệu quả đối với HTCCĐ bị
hạn chế trong trường hợp khoảng cách truyền tải đến phụ tải xa.
Công suất của TĐN phụ thuộc vào chiều cao cột nước H và lưu lượng nước
qua tuabin Q theo biểu thức (1.1) với hiệu suất của hệ tuabin - máy phát h.
P = 9.81h Q H
(1.1)
Lưu lượng nước của dòng chảy là hàm của thời gian theo chu kỳ năm và
biến thiên khá lớn, lưu lượng nước mùa lũ có thể gấp 20 lần mùa cạn [22]. Xét
trong chu ngắn (một ngày đêm) thì lưu lượng nước hầu như khơng thay đổi [19].
Tuy nhiên, TĐN kiểu đường dẫn có hồ chứa với dung tích nhỏ nên khả năng điều
tiết yếu, cơng suất phát trong thời gian mùa mưa thường không thay đổi và bằng
công suất định mức. Trong những tháng mùa khô, nhà máy tập trung phát vào
giờ cao điểm để tận dụng giá bán cao. Do đó, đặc tính cơng suất phát của TĐN
cũng có thể là hàm của thời gian trong ngày và mùa trong năm.
1.3.2.2 Điện gió

Nhà máy điện gió biến đổi động năng của dịng khơng khí thành điện năng
nên không tiêu tốn nhiên liệu, không gây ô nhiễm mơi trường, có thể đặt gần nơi
tiêu thụ. Do đó, tránh được chi phí cho việc xây dựng đường dây tải điện, có thể
đặt ở những địa điểm và vị trí khác nhau với những giải pháp linh hoạt. Tuy
nhiên, gió là dạng năng lượng mang tính bất định cao nên khi đầu tư vào lĩnh vực
này cần có các số liệu thống kê đầy đủ, tin cậy đồng thời chi phí xây dựng nhà
máy điện gió là khá cao, địi hỏi vốn đầu tư lớn.
Cơng suất của máy phát điện gió khi vận tốc của gió v qua diện tích nhận
năng lượng của cánh tuabin S phụ thuộc vào mật độ khơng khí r và hàm bậc 3
của tốc độ gió như biểu thức (1.2) [13][53][76][138].
P=

1

3
r .S .v

(1.2)

Tốc độ gió thường khơng ổn định và thay đổi theo không gian và thời gian
nên công suất của máy phát gió cũng khơng 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 tốn theo mơ hình tuyến tính được đề xuất trong [61][155] với các
hệ số được giả thiết là các hằng số không phụ thuộc tốc độ gió nên độ tin cậy
khơng cao. Gần đây, mơ hình phi tuyến bậc 2 được ứng dụng rộng rãi trong tính
tốn cơng suất phát của tuabin gió như biểu thức (1.3) [53][64][65][66][106].
4


ì0

ï
2
ï P (a + a v. + a 2 v. )
Pv = í R 0 1
ï PR
ï0
ỵ

v £ vmin
v min £ v £ vR
v R £ v £ vm ax

(1.3)

vmax £ v

Trong đó: P v là cơng suất phát của tuabin gió phụ thuộc tốc độ gió; P R là
cơng suất định mức của tuabin gió; v là tốc độ gió qua tuabin; vmin là tốc độ gió
nhỏ nhất mà tuabin khơng thể làm việc, thường khoảng (3÷5)m/s; vR là tốc độ
gió định mức của tuabin, thường khoảng (11÷15)m/s; vmax là tốc độ gió giới hạn
của tuabin để đảm bảo an tồn về độ bền cơ, thường khoảng (18÷25)m/s; a0, a1
và a2 là các hệ số phụ thuộc vào tốc độ gió giới hạn hay đặc tính của tuabin gió
được xác định theo biểu thức (1.4).
a0 =
a1 =
a2 =

1

( vmin -

vR )

2

1

( vmin -

vR )

2

1

( vmin -

vR )

2

évmin ( vmin + vR ) - 4( vmin . vR ). ( ( vmin + vR) / 2 vR )3 ù
ë
û
é4(v min.vR ). ( ( vmin + vR ) / 2 vR ) 3 - (3 vmin + vR) ù
ë
û

(1.4)

é2 - 4 ( (vmin + vR ) / 2 vR )3 ù
ë
û

Tuy nhiên, tốc độ gió phân bố theo hàm xác suất nên việc tính tốn qui
hoạch HTĐ nói chung và HTCCĐ nói riêng có máy phát điện gió tham gia cịn
gặp nhiều khó khăn.
1.3.2.3 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 PMT. PMT không là m
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 lớn là một rào cản 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 mơ hình khác nhau [153]. Mơ hình vật lý có xét đến tính chất
vật lý của PMT nên cho kết quả tin cậy nhưng tính tốn rất phức tạp thường được
sử dụng cho kiểm tra tính năng của pin. Mơ hình tốn học có thể xác định được
trực tiếp cơng suất phát với khả năng tính tốn nhanh, đơn giản nên thích hợp cho
tính tốn qui hoạch hoặc vận hành PMT. Công suất của PMT phụ thuộc trực tiếp
vào bức xạ mặt trời được xác định như biểu thức (1.5) [153][131].
PDC =h ACh. å .Gå .S PV
(1.5)
Trong đó: GS là tổng xạ trên mặt phẳng quan sát có diện tích SPV như phụ
lục PL3; h AC là hiệu suất của bộ biến đổi DC/AC; h S là hiệu suất của các phần tử

5


DC trong hệ thống được xác định bởi ảnh hưởng của bụi làm giảm hiệu suất của
pin, nhiệt độ của môi trường và các dây nối…

Bức xạ mặt trời biến thiên theo thời gian và không gian, tại một vị trí xây
dựng cố định PMT có thể bỏ qua ảnh hưởng của không gian nên công suất phát
của PMT cũng là một hàm theo thời gian.
1.3.2.4 Tuabin khí và máy phát diesel
TBK và máy phát diesel vẫn sử dụng nhiên liệu hóa thạch nhưng với cơng
nghệ mới đã nâng cao được hiệu suất, giảm giá thành và giảm được nồng độ khí
thải. Ngồi ra, nguồn này được chế tạo dưới dạng modul, kích thước nhỏ, thời
gian xây dựng ngắn rất thuận lợi trong qui hoạch HTCCĐ đồng thời khơng chịu
tính bất định tự nhiên của nguồn năng lượng sơ cấp nên đặc tính cơng suất phát
khơng bị ràng buộc mà có thể đáp ứng theo u cầu của phụ tải.
Ngồi ra, một số công nghệ cũng được quan tâm phát triển trong thời gian
gần đây như điện địa nhiệt, nhiên liệu sinh khối, pin nhiên liệu và máy phát điện nhiệt kết hợp sử dụng nguồn năng lượng hóa thạch…

1.4 Bài toán qui hoạch phát triển HTCCĐ
1.4.1 Tổng quan bài toán qui hoạch HTCCĐ
1.4.1.1 Mục tiêu
Mục tiêu của bài toán qui hoạch HTCCĐ là xác định lộ trình nâng cấp thiết
bị (đường dây và TBA), bổ sung nguồn cung cấp hay thiết bị bù nhằm đáp ứn g
yêu cầu phụ tải trong tương lai đồng thời nâng cao hiệu quả kinh tế và các chỉ
tiêu kỹ thuật của hệ thống [54][55][57][77][90][150].
Hàm mục tiêu thường xác định qua các chỉ tiêu như cực tiểu chi phí đầu tư
xây dựng mới hoặc nâng cấp thiết bị, cực tiểu chi phí bảo dưỡng và vận hành hay
tổn thất công suất và tổn thất điện năng của HTCCĐ. Ngồi ra, một số trường
hợp cịn bổ sung thêm chỉ tiêu nâng cao chất lượng điện năng, độ tin cậy CCĐ và
giảm thiểu tác động của mơi trường…
1.4.1.2 Những bước cơ bả n của bài tốn qui hoạch HTCCĐ
Nhìn chung, việc giải các bài tốn qui hoạch HTCCĐ có thể là một q
trình phức tạp với nhiều nội dung cần nghiên cứu giải quyết. Các tác giả tron g
[77][150] đề xuất các bước tính tốn qui hoạch nói chung và qui hoạch cải tạo
HTCCĐ nói riêng như hình 1.1.

1.4.1.3 Một số bài tốn qui hoạch HTCCĐ
Các HTCCĐ thường đã được hình thành và phát triển trong thời gian dài
với sơ đồ và cấu trúc nhất định. Do đó, bài tốn qui hoạch HTCCĐ thường là bài
tốn mở rộng và nâng cấp hệ thống đã có nhằm đáp ứng sự phát triển của phụ tải
6