Tóm tắt Luận án Nghiên cứu sâu về cấu trúc và thông số của 3 loại hệ thống Nguồn điện mặt trời ĐMT

i 6000Ah 144 bình acqui loại 1000Ah-2V 3 Máy phát diesel 5 và 15kW 1 tổ máy 15kW, 1 tổ máy 5kW 4 Inverter pin mặt trời 5,5kW 06 bộ SMC 5000A 6 5 Inverter acqui 5kW 06 bộ SI 5048 6 Đường dây trục chính 220VAC Chiều dài 2600m Dây cáp đồng PVC 2 x 50mm2 7 Đường dây từ hộp công tơ tới hộ tiêu thụ Chiều dài 800m Dây cáp đồng PVC 2 x 4mm2 2.2.3.3. Sơ đồ đấu nối hệ thống điện mặt trời tại xã An Bình (đảo Bé Lý Sơn) - Quảng Ngãi Hình 2.5. Sơ đồ đấu nối hệ pin mặt trời Hình 2.6. Sơ đồ đấu nối hệ thống acqui Hình 2.7. Sơ đồ hệ thống ĐMT tại xã An Bình (Quảng Ngãi) 2.2.3.4. Tính toán hoạt động của hệ thống điện mặt trời Công suất phát trung bình P*tbi của giờ thứ i trong ngày theo mùa của hệ thống ĐMT được xác định theo biểu thức (xét trong hệ tương đối): P*tbi =  iP /(n.Pđ) (2.3) Bảng 2.9. Các thông số kinh tế - kỹ thuật của công trình ĐMT tại xã đảo An Bình STT Tính năng/Thông số Đơn vị Giá trị 1 Công suất đặt kWp 28,13 2 Tổng chi phí đầu tư USD 90807,58 3 Nguồn vốn: Vốn chủ đầu tư Vốn vay (hoặc nguồn vốn khác) % 100 0 4 Lãi suất tiết kiệm ngân hàng bình quân (2017) % 7 5 Lãi suất vay ngân hàng bình quân (2017) % 7 6 Thời gian khấu hao (n) năm 25 7 Mức độ thoái hóa PV %/năm 0,5 8 Tỉ giá hối đoái năm cơ sở (2017) VNĐ/USD 22750 9 Phương pháp khấu hao [9] - đều 10 Thuế TNDN [10]: - 4 năm đầu tiên - 9 năm tiếp theo - 2 năm tiếp theo - Từ năm 16 trở đi % 0 5 10 20 11 Công suất PV phát cực đại (Pmax) kW 25 12 Công suất PV phát cực tiểu (Pmin) kW 0,14 7 13 Sản lượng điện PV phát trung bình ngày Atbngay kWh/ngày 101,76 14 Sản lượng điện tiêu thụ trung bình ngày ATTtbng kWh/ngày 102,01 15 Công suất tiêu thụ cực đại của phụ tải Pptmax kWp 14 Chi phí O&M của hệ thống điện mặt trời tăng 5%/năm. Theo nhu cầu tiêu thụ điện của các hộ gia đình, trung bình mỗi hộ tiêu thụ từ 26  34kWh/tháng và khả năng chi trả tiền điện của người dân ở đây vào khoảng 100000  120000VNĐ/hộ/tháng. Nếu giá bán điện cho sinh hoạt gia đình, công cộng và dịch vụ đồng loạt một giá là 3850đồng/kWh (0,17USD/kWh) thì tổng doanh thu chỉ đủ bù chi phí bảo dưỡng hàng năm (với vốn hỗ trợ 100% vốn ODA) do đó đây chỉ là dự án phục vụ mục đích an sinh xã hội chứ không mang lại lợi nhuân cho các nhà đầu tư. 2.3. Nguồn điện mặt trời lắp mái nối lưới 2.3.1. Sơ đồ đấu nối Sơ đồ đấu nối của hệ thống ĐMTLMNL đã được đơn giản vì đã loại được acqui và các thiết bị phụ trợ đi kèm. 2.3.2. Ví dụ minh họa hệ thống điện mặt trời lắp mái nối lưới cho các nhà ở tư nhân Sơ đồ lắp đặt thiết bị để thu thập dữ liệu từ xa của hệ thống ĐMT LMNL cho nhà ở tư nhân (hình 2.12) Hình 2.12. Sơ đồ lắp đặt thiết bị để thu thập dữ liệu từ xa của hệ thống ĐMTLMNL cho nhà ở tư nhân 2.3.3. Ví dụ minh họa hệ thống điện mặt trời lắp mái nối lưới cho tòa nhà công cộng Sơ đồ đấu nối thiết bị của hệ thống ĐMT lắp mái nối lưới cho nhà công cộng minh họa (hình 2.14). 8 Hình 2.14. Sơ đồ đấu nối thiết bị của hệ thống ĐMTLMNL cho văn phòng công ty Điện lực Vũng Tàu 2.4. Trang trại điện mặt trời nối lưới công suất trung bình và lớn 2.4.1. Giới thiệu về nhà máy điện mặt trời Sông Bình (Bình Thuận) 2.4.1.1. Chọn các thành phần của trang trại điện mặt trời nối lưới Sông Bình (Bình Thuận) 2.4.1.2. Sơ đồ một sợi nhà máy quang điện mặt trời Sông Bình (Bình Thuận) Sơ đồ một sợi nhà máy ĐMT Sông Bình (Bình Thuận) (hình 2.24). Hình 2.24. Sơ đồ một sợi nhà máy ĐMT Sông Bình (Bình Thuận) 2.4.2. Mô phỏng tác động của nhà máy ĐMT đến thông số vận hành của lưới điện lân cận điểm kết nối 9 Hình 2.23. Sơ đồ mô phỏng lưới điện lân cận điểm kết nối NMĐMT Sông Bình trên nền PSSE Hình 2.24. Phân bố điện áp của các nút phụ tải thuộc lưới điện lân cận điểm kết nối nhà máy ĐMT khi không phát điện, phát điện max Hình 2.25. Phân bố điện áp của nút phụ tải thuộc lưới điện lân cận điểm kết nối NMĐMT khi các đường dây kết nối bị sự cố Bảng 2.21. Tổn thất công suất trên các đường dây thuộc lưới điện lân cận khu vực nhà máy ĐMT Sông Bình trong các chế độ vận hành bình thường STT Nút đi Nút đến Mang tải (S= P+jQ) S(MVA) Mức mang tải (%) Tổn thất công suất P Q P Q 1 Phan Rí 2 Lương Sơn 5,8 14,1 15,2 5 0,03 0,16 2 Phan Rí 2 Phan Rí 265 77,8 276,6 84 1,42 7,96 3 Lương Sơn Sông Lũy 1 38,4 5,1 38,7 19 0,34 0,86 4 Sông Lũy 1 Sông Lũy 2 19,4 2,4 19,5 10 0 0,01 5 Sông Lũy 2 Sông Lũy 3 38,7 4,8 39 98 0,28 8,6 6 Phan Rí Tuy Phong 1 29,7 3,3 29,9 9 0,09 0,51 7 Phan Rí ĐMT Sông Bình1 182,9 43,6 188,1 57 0,66 3,7 8 Tuy Phong 1 Tuy Phong 2 29,8 3,3 30 15 0,03 0,08 9 Tuy Phong 2 Tuy Phong 3 29,8 3,3 30 75 0,16 5,06 10 10 ĐMT Sông Bình1 ĐMT Sông Bình2 199,5 6,9 199,6 79 0,5 18,87 11 ĐMT Sông Bình1 Sông Bình 277,3 75,6 287,4 87 3,1 17,34 12 ĐMT Sông Bình1 Bắc Bình 1 74 37,5 83 41 4,02 10,26 13 Sông Bình ĐMT Sông Bình 280,4 58,5 286,4 87 3,1 17,34 14 Sông Bình ĐMT Phan Lâm 285,3 57,3 291 89 0,37 2,09 15 ĐMT Phan Lâm ĐMT Phan Lâm1 36,7 1,7 36,7 58 0,07 2,57 16 ĐMT Phan Lâm Bắc Bình 1 249 57 255,4 78 2,87 16,09 17 Bắc Bình 1 Bắc Bình 2 32,7 3,2 32,9 18 0,09 0,14 18 Bắc Bình 2 Bắc Bình 3 33 3,1 33,1 83 0,2 6,15 Nhận xét: Từ các kết quả mô phỏng đối chiếu với các qui định của Bộ Công Thương về lưới phân phối điện, chất lượng điện áp tại các nút có sự cải thiện khi có sự tham gia của nguồn ĐMT. Khi có sự cố một trong các đường dây kết nối với NMĐMT Sông Bình thì điện áp các nút vẫn nằm trong giá trị cho phép tuy nhiên một số đường dây trong lưới điện bị quá tải trong các chế độ N-1. 2.5. Kết luận chương 2 (1) Trong chương này đã nghiên cứu, lựa chọn cấu trúc và thông số kỹ thuật chính của các loại hệ thống quang điện PV với công suất, qui mô sử dụng khác nhau. (2) Đối với các nguồn ĐMT độc lập với lưới điện qui mô nhỏ, luận án đã tính toán minh họa cho một hệ thống ĐMT để cung cấp điện cho đảo bé Lý Sơn (Quảng Ngãi). (3) Lựa chọn đối tương, lắp đặt thiết bị đo bổ sung, truyền và xử lí tập trung dữ liệu để xác định các thông số và đặc tính vận hành đặc trưng của các công trình ĐMTLMNL cho nhà ở tư nhân và nhà công cộng được lắp đặt tại Đà Nẵng, Vũng Tàu và Hà Nội. (4) Nghiên cứu các bước tính toán, lựa chọn thông số các phần tử chính trong cấu trúc của nguồn ĐMT có công suất trung bình và lớn, lựa chọn phương án kết nối nguồn ĐMT với lưới điện và mô phỏng tác động của nhà máy ĐMT đến thông số vận hành của lưới phân phối địa phương lân cận điểm kết nối. Phương pháp và trình tự các bước tính toán được minh họa cho trường hợp nhà máy điện mặt trời Sông Bình (Bình Thuận) công suất 200MWp. CHƯƠNG 3. NGHIÊN CỨU PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI LẮP MÁI NỐI LƯỚI CHO NHÀ Ở VÀ NHÀ CÔNG CỘNG TẠI VIỆT NAM 3.1. Điện mặt trời nối lưới – Yếu tố quan trọng cho sự phát triển NLTT tại Việt Nam Phần này giới thiệu sự phát triển ĐMTNL trên thế giới và những rào cản còn tồn tại ở Việt Nam. 3.2. Nghiên cứu một số đặc tính vận hành đặc trưng của nguồn điện mặt trời lắp mái nối lưới 11 3.2.1. Phương pháp xử lí dữ liệu và xây dựng biểu đồ công suất, biểu đồ điện áp vận hành đặc trưng của nguồn điện mặt trời lắp mái nối lưới Nguồn ĐMT chịu tác động của nhiều yếu tố ngẫu nhiên và thay đổi liên tục theo thời gian. Biến thiên của một đại lượng ngẫu nhiên X nào đó với kì vọng M[X] được xác định: M[X] = mx =  xi / n (3.1) Độ tán xạ của X được xác định: D[X] = 2 = M[X - mx] 2 =  (xi - mx)2/n (3.2) Vì công suất đặt của các công trình ĐMTLMNL rất khác nhau nên để có thể đánh giá một cách tổng quát và so sánh năng lực phát của các dàn PV, các đại lượng được khảo sát được qui về hệ đơn vị tương đối (pu): Công suất: P* = P/Pcb (3.3) Điện áp: U* = U/Ucb (3.4) Thời gian: t* = t/tcb (3.5) Pcb = Pđ - công suất lắp đặt; Ucb = Udđ của điểm kết nối; tcb =24 (8760h) 3.2.2. Áp dụng tính toán minh họa cho các công trình điện mặt trời lắp mái nối lưới tại thành phố Đà Nẵng và thành phố Vũng Tàu 3.2.2.1. Các số liệu đo đạc, thu thập được của nguồn điện mặt trời lắp mái nối lưới Với hệ thống đo lường, thu thập dữ liệu từ xa có thể thu thập được các thông số vận hành của công trình: Công suất và điện năng phát ra của PV và tải tiêu thụ; Công suất và điện năng trao đổi với lưới điện; Đo đạc thực tế một số đại lượng liên quan đến chất lượng điện năng tại điểm kết nối (sóng hài, mức độ không đối xứng, không cân bằng của điện áp và dòng điện.). (a) (b) Hình 3.2. Biểu đồ các thành phần sóng hài điện áp (a) và dòng điện (b) tại điểm đấu nối trong ngày của công trình minh họa 4 12 (a) (b) Hình 3.7. Biều đồ các thành phần sóng hài điện áp (a) và dòng điện (b) tại điểm đấu điểm đấu nối trong ngày của HTĐMTLMNL cho nhà công cộng ( TP Vũng Tàu) 3.2.2.2. Xử lí các số liệu thu thập và xây dựng một số đặc tính vận hành đặc trưng của nguồn ĐMTLMNL 1. Công trình điện mặt trời lắp mái nối lưới cho nhà ở tư nhân Bảng 3.1. Trị số của kì vọng mp và sai số trung bình bình phương p của công suất phát theo ngày của các công trình minh họa trong tháng 08/2016 (Pcb = Pđ = 5kWp) Giờ 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 mP1* 0,01 0,09 0,16 0,12 0,18 0,21 0,21 0,2 0,17 0,12 0,06 0,01 0,00 mP2* 0,00 0,12 0,27 0,38 0,46 0,48 0,45 0,44 0,40 0,29 0,14 0,04 0,00 mP3* 0,05 0,14 0,32 0,49 0,58 0,33 0,37 0,30 0,32 0,24 0,18 0,11 0,05 mP4* 0,02 0,11 0,28 0,44 0,51 0,62 0,59 0,55 0,44 0,29 0,15 0,06 0,01 *P 0,01 0,04 0,08 0,10 0,11 0,16 0,17 0,17 0,15 0,12 0,09 0,03 0,01 Hình 3.11. Biểu đồ công suất trung bình ngày của công trình ĐMTLMNL khảo sát tại TP Đà Nẵng 13 Hình 3.13. Đồ thị thời gian phát công suất trung bình kéo dài của công trình ĐMTLMNL ( TP Đà Nẵng) - Công suất phát cực đại Pmax của dàn PV tương ứng là 0.61kW = 61%Pđ (công trình 1), 0.75kW = 75%Pđ (công trình 2), 1.29kW = 86%Pđ (công trình 3), 4.4kW = 88%Pđ (công trình 4). Tính chung hệ số phát công suất cực đại trong khoảng (60 - 88)% tùy theo vị trí đặt công trình. - Giá trị cực đại của công suất trung bình ngày: Ptbngmax 50%Pđ; Khoảng thời gian (giờ) phát các mức công suất cao hơn 10%Pđ, 30%Pđ và 40%Pđ trong ngày tương ứng là 9,5; 6; 2,5; Điện năng trung bình ngày trong tháng khảo sát là: Atbng = 3,16Pđ; Thời gian phát công suất cực đại đẳng trị của PV: TmaxPV* = 0,135 - Tỷ lệ điện năng phát trong giờ cao điểm so với điện năng phát trung bình ngày theo qui định hiện hành về giờ cao điểm là Acđ/Atbng = 27%. Nếu xét theo giờ cao điểm của biểu đồ thực tế năm 2015 là Acđ/Atbng = 53%. - Mức độ xuất hiện sóng hài điện áp và dòng điện: + Vì công suất của PV không đáng kể so với công suất lưới điện (có thể xem là nguồn vô cùng lớn) nên các thành phần sóng hài điện áp bậc cao chiếm tỉ lệ (%) không đáng kể so với sóng bậc 1. + Các thành phần sóng hài dòng điện bậc cao; trong đó thành phần sóng bậc 3 chiếm khoảng 35%, thành phần sóng bậc 5 chiếm khoảng 10% so với sóng cơ bản. Tổng độ biến dạng sóng hài dòng điện khoảng 35%. 2. Công trình điện mặt trời lắp mái nối lưới cho nhà công cộng tại thành phố Vũng Tàu Bảng 3.3. Trị số của mp và p của công suất phát theo giờ trong ngày của hệ thống ĐMTLMNL nhà công cộng minh họa Giờ 6h 7h 8h 9h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h Tháng 08/2016 mp1* 0,01 0,11 0,29 0,47 0,6 0,67 0,57 0,65 0,51 0,33 0,18 0,07 0,00 0,00 0,04 0,11 0,17 0,25 0,28 0,30 0,29 0,27 0,22 0,13 0,05 0,00 Tháng 03/2017 mp2* 0,00 0,07 0,23 0,45 0,64 0,69 0,74 0,73 0,66 0,47 0,31 0,11 0,00 0,00 0,02 0,08 0,09 0,09 0,10 0,12 0,08 0,05 0,08 0,05 0,02 0,00 - Công suất phát cực đại của PV trong cả mùa mưa và mùa khô đều có thể đạt 100%Pđ (=140 kWp); Giá trị cực đại của công suất trung bình ngày: Ptbngmax = 75%Pđ trong mùa khô và khoảng 68% trong mùa mưa; Thời gian phát công suất cực đại: TmaxPV* = 0,2 p1 p2 14 - Tỷ lệ điện năng phát trong giờ cao điểm: Theo qui định hiện hành: Acđ1/Atb = 27% (mùa mưa), Acđ1/Atb = 26% (mùa khô); theo biểu đồ phụ tải thực tế: (Acđ1 + Acđ2)/Atb = 55% (mùa mưa), (Acđ1 + Acđ2)/Atb = 59% (mùa khô) 3. Công trình điện mặt trời lắp mái nối lưới cho nhà công cộng tại thành phố Hà Nội Hình 3.21. Biểu đồ phát công suất trung bình ngày của PV trong tháng mùa hè (5/2017) và mùa đông (1/2018) Hình 3.22. Đồ thị thời gian phát công suất trung bình kéo dài mùa hè của công trình khảo sát Hình 3.23. Đồ thị thời gian phát công suất trung bình kéo dài mùa đông của công trình khảo sát - Giá trị cực đại của công suất trung bình ngày: Ptbngmax = 50%Pđ (mùa hè) và khoảng 20% (mùa đông). Tính chung hệ số phát công suất cực đại K% trong khoảng (20-50)%) tùy theo mùa; Thời gian phát công suất cực đại mùa hè: TmaxPV = 6,6 giờ; Thời gian phát công suất cực đại mùa đông: TmaxPV = 6,2 giờ - Tỷ lệ điện năng phát trong giờ cao điểm (hình 4.11): * Theo qui định hiện hành: Mùa hè và mùa đông: Acđ1/Atb = 30% * Theo biểu đồ phụ tải thực tế (hình 4.14): Mùa hè: (Acđ1 + Acđ2)/Atb = 60%; Mùa đông: (Acđ1 + Acđ2)/Atb = 67% Bảng 3.5. Tập hợp kết quả xác định một số đặc tính vận hành đặc trưng của ĐMTLMNL ở các địa điểm được lựa chọn khác nhau Địa điểm Thông số Hà Nội Đà Nẵng Vũng Tàu Hệ số phát công suất cực đại (%) Mùa khô 50 62 75 Mùa mưa 20 51 68 Mùa khô 6,6 6,5 6,8 15 Thời gian phát công suất cực đại (h) Mùa mưa 6,2 6,35 6,5 Tỷ lệ điện năng phát trong giờ cao điểm (%) theo qui định Mùa khô 30 28 26 Mùa mưa 30 24 27 3.3. Mô phỏng minh họa tác động của nguồn ĐMTLMNL theo mức độ thâm nhập với lưới phân phối lân cận điểm kết nối 3.3.1. Giới thiệu lưới điện phân phối lân cận điểm kết nối với nguồn điện mặt trời lắp mái Phần lưới điện được mô phỏng là lộ 478/E4 của trạm 110kV An Đồn (2x40MVA) cấp điện cho các khu vực thuộc Quận Sơn Trà (Đà Nẵng). 3.3.2. Phân tích tác động của nguồn ĐMTLMNL theo mức độ thâm nhập với lưới phân phối lân cận điểm kết nối Kết quả tính toán các thông số và sơ đồ mô phỏng lưới điện được khảo sát trên nền PSS/ADEPT được giới thiệu ở bảng 3.6 theo các mức độ thâm nhập khác nhau vào lưới điện kết nối của công trình minh họa. Bảng 3.6. Tổn thất công suất trên đường dây của lộ 478/E14 trạm 110kV An Đồn với các mức độ thâm nhập của ĐMTLMNL lần lượt là 0%, 30%, 50% nút đi nút đến Tổn thất công suất khi không có ĐMT Tổn thất công suất khi PĐMT = 30%PL Tổn thất công suất khi PĐMT = 50%PL  P (kW)  Q (kVAr)  P (kW)  Q (kVAr)  P (kW)  Q (kVAr) andon node2 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 node2 t1 0,020 0,069 0,010 0,034 0,005 0,017 t1 t13 1,240 3,252 0,612 1,605 0,307 0,806 t13 ancu3mrong 0,001 0,001 0,000 0,001 0,000 0,000 t13 granjeep 0,607 1,592 0,299 0,785 0,150 0,395 granjeep t22 0,211 0,553 0,104 0,273 0,052 0,137 t22 ancu3t2 0,006 0,006 0,003 0,003 0,001 0,002 ancu3t2 ancu3t1 0,005 0,010 0,003 0,005 0,001 0,002 t22 t25 0,184 0,483 0,091 0,238 0,046 0,120 t25 pvdt4 0,159 0,418 0,078 0,205 0,040 0,104 pvdt4 t29 0,115 0,500 0,056 0,245 0,029 0,125 t29 angel 0,441 1,156 0,216 0,568 0,110 0,289 angel ksbayque 0,082 0,216 0,040 0,106 0,021 0,054 ksbayque t37 0,161 0,421 0,079 0,207 0,040 0,105 t37 honghinht4 0,001 0,001 0,000 0,001 0,000 0,000 t37 phuocmy4 0,053 0,139 0,026 0,068 0,013 0,035 phuocmy4 honghinht1 0,051 0,133 0,025 0,065 0,013 0,033 honghinht1 phumy3 0,031 0,027 0,016 0,014 0,008 0,007 phumy3 ksbienkcuong 0,004 0,004 0,002 0,002 0,001 0,001 16 phumy3 t43/4 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 t43/4 seavii 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 honghinht1 t45 0,071 0,187 0,035 0,092 0,019 0,049 t45 mykhe1 0,078 0,135 0,038 0,066 0,020 0,036 mykhe1 nkhachca 0,001 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 mykhe1 t45/3 0,039 0,067 0,019 0,033 0,010 0,018 t45/3 kdcancut2 0,001 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 t45/3 t45/6 0,031 0,053 0,015 0,026 0,008 0,015 t45/6 ancut5 0,070 0,121 0,035 0,061 0,017 0,030 ancut5 t45/11 0,011 0,019 0,006 0,010 0,003 0,005 t45/11 pmy2 0,013 0,012 0,007 0,006 0,003 0,003 t45/11 t45/14 0,023 0,040 0,012 0,020 0,006 0,010 t45/14 hvctqgiat2 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 t45/14 t45/15 0,006 0,010 0,003 0,005 0,002 0,003 t45/15 nctrut2 0,002 0,001 0,001 0,001 0,000 0,000 t45/15 t45/18 0,014 0,025 0,007 0,012 0,004 0,006 t45/18 hvctqgia 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 t45/18 t45/20 0,007 0,012 0,003 0,006 0,002 0,003 t45/20 t45/20/1 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 t45/20/1 bvien109 0,001 0,001 0,001 0,001 0,000 0,000 t45/20 t45/21 0,002 0,003 0,001 0,002 0,000 0,001 t45/21 casontra 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 t45/21 t45/25 0,007 0,012 0,003 0,006 0,002 0,003 t45/25 annhont2 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 t45/25 nctruxs 0,001 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 t45/6 tbancu 0,007 0,005 0,004 0,003 0,004 0,003 tbancu kdcancut1 0,005 0,004 0,003 0,002 0,001 0,001 kdcancut1 t45/6/7 0,015 0,021 0,007 0,010 0,004 0,005 t45/6/7 kdcact4-o,nh 0,002 0,003 0,001 0,002 0,001 0,001 t45/6/7 kdcancut3 0,000 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 t25 tcdappcat 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 Tổng tổn thất trên các đường dây 3,778 9,717 1,864 4,790 0,945 2,426 Hình 3.26. Điện áp nút của lộ 478/E14 trạm 110kV An Đồn với các mức độ thâm nhập của PV là 0%, 30%, 50% 3.4. Kết luận chương 3 17 (1) Trong chương này đã xử lí các dữ liệu thu thập được để xây dựng một số đặc tính vận hành đặc trưng của nguồn điện mặt trời lắp mái nối lưới như: khả năng phát công suất cực đại; biểu đồ và hệ số phát công suất trung bình so với công suất đặt, biểu đồ phát công suất kéo dài và thời gian phát công suất cực đại đẳng trị; tỷ lệ điện năng phát trong các khung giờ cao điểm vào mùa mưa (Acđ1/Atb = 27%, (Acđ1 + Acđ2)/Atb = 55%) và mùa khô (Acđ1/Atb = 26%, (Acđ1 + Acđ2)/Atb = 59%) theo qui định về giờ cao điểm trong biểu giá bán lẻ điện hiện hành và theo biểu đồ phụ tải thực tế. (2) Đo đạc thực tế các thông số liên quan đến chất lượng điện năng lân cận điểm kết nối như tỷ lệ sóng hài điện áp và dòng điện, mức điện áp tại các nút, tổn thất công suất và điện năng trên lưới, mức độ đối xứng và cân bằng của điện áp và dòng điện. Việc đo đạc được thực hiện cho các công trình ĐMTLMNL tại thành phố Đà Nẵng và Vũng Tàu. (3) Mô phỏng minh họa tác động của nguồn ĐMTLMNL theo các mức độ thâm nhập khác nhau (0-50%) của nguồn điện này đối với lưới phân phối lân cận điểm kết nối. Tính toán minh họa được thực hiện cho lưới điện có công trình ĐMTLMNL tại thành phố Đà Nẵng. CHƯƠNG 4. TÁC ĐỘNG CỦA CƠ CHẾ TRỢ GIÁ ĐẾN PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI 4.1. Chính sách trợ giá đối với các nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo Phần này nêu sự cần thiết phải có chính sách trợ giá (FIT-Feed in tarrif) để hỗ trợ phát triển NLTT. 4.2. FIT cho các nguồn điện sử dụng NLTT 4.2.1. Định nghĩa FIT FIT được hiểu là một biểu giá điện riêng được ấn định cho các nguồn sử dụng năng lượng tái tạo (NLTT) để cấp điện vào lưới điện. 4.2.2. Mục tiêu quốc gia, chính sách và mức trợ giá ở một số nước trên thế giới trong việc xây dựng FIT đối với năng lượng tái tạo FIT gắn liền với mục tiêu quốc gia về phát triển NLTT. Kinh nghiệm quốc tế cho thấy những nước có mục tiêu quốc gia về NLTT rõ ràng và phù hợp đều đã đạt được những thành tựu tốt về phát triển NLTT. 4.2.3. Cơ sở để xây dựng FIT tại Việt Nam 4.2.3.1. Một số văn bản của Nhà Nước liên quan đến hỗ trợ cho nguồn NLTT Từ khi có luật điện lực ban hành (2014) đến nay đã có rất nhiều văn bản, của Nhà nước được ban hành liên quan đến hỗ trợ cho các nguồn NLTT. 4.2.3.2. Đề xuất FIT cho nguồn NLTT tại Việt Nam Việt Nam cần dựa trên các cơ sở khác nhau để tính cơ cấu giá điện mặt trời: tính FIT cho ĐMT từ giá thành cho khách hàng sử dụng điện, tính FIT cho ĐMT từ trần giá điện và giá giờ cao điểm, tính FIT cho ĐMT từ giá trị đầu tư cho ĐMT. 18 4.3. Nghiên cứu tác động của biểu giá điện bán lẻ đến phát triển ĐMT tại Việt Nam 4.3.1. Biểu giá điện bán lẻ 1) Giá bán lẻ điện sinh hoạt bậc thang Khi lựa chọn số bậc thang và mức giá cho mỗi bậc phải dựa trên nguyên tắc là tổng doanh thu trong toàn hệ thống đối với điện thương phẩm dùng cho sinh hoạt không thay đổi, nghĩa là:   n i ii AC 1 = Ctb.Ash = Dsh (4.1) Để thiết kế biểu giá bán lẻ điện bậc thang, các dữ liệu liên quan thu thập được giới thiệu ở bảng 4.6, 4.7. Điện năng tiêu thụ của hộ gia đình trong tháng được phân theo nhóm (hoặc khối), mỗi khối với Ai khoảng 100-200kWh, với bước nhảy về giá Ci có thể được thiết kế cố định hoặc thay đổi. Điện năng tiêu thụ cho sinh hoạt trong năm của toàn hệ thống ở bậc thang thứ i: Ai = Aibq.mi.12 (4.2) Từ các số liệu của các bảng 4.5 - 4.7 có thể tính tổng doanh thu trong toàn hệ thống đối với điện thương phẩm dùng cho sinh hoạt với biểu giá giá điện hiện hành cho năm 2017: Dsh = 1 n i i i C A   = 116.430.075.597.385 VNĐ Trên cơ sở (4.1) và các dữ liệu của bảng 4.6 có thể thiết kế biểu giá bậc thang có bước nhảy tăng đều theo quan hệ: Dsh = A1 x C1 + A2 x (C1 + C) ++ A5 x (C1+ 4C) (4.3) Với C1 = 1515 (VNĐ/kWh) có thể xác định Ci = C = 342 (VNĐ/kWh) tính toán tổng doanh thu trong toàn hệ thống đối với điện thương phẩm dùng cho sinh hoạt với biểu giá điện đề xuất. Dsh= 1 ' n i i i C A   =116.447.011.198.827 VNĐ Hình 4.5. Biểu giá điện bậc thang hiện hành của Việt Nam Bảng 4.6. Các số liệu đầu vào cho thiết kế biểu giá điện bậc thang dùng trong sinh hoạt trong 3 năm gần đây STT Thông số Năm 2015 Năm 2016 Năm 2017 19 1 Số hộ sử dụng điện sinh hoạt trong từng bậc thang (mi): - Sử dụng từ 50 kWh trở xuống - Cho kWh từ 51 đến 100 - Cho kWh từ 101 đến 150 - Cho kWh từ 151 đến 200 - Cho kWh từ 201 đến 300 - Cho kWh từ 301 đến 400 - Cho kWh từ 401 trở lên 4.736.309 5.951.464 5.808.127 3.453.705 3.453.705 1.086.785 1.332.939 4.162.962 5.939.513 6.007.305 3.751.682 3.225.624 1.241.751 1.525.563 4.139.908 5.849.724 6.316.840 3.998.648 3.476.706 1.313.213 1.549.063 2 Sản lượng điện sử dụng bình quân/tháng tại mỗi bậc thang Aibq(kWh): - Sử dụng từ 50 kWh trở xuống - Cho kWh từ 51 đến 100 - Cho kWh từ 101 đến 150 - Cho kWh từ 151 đến 200 - Cho kWh từ 201 đến 300 - Cho kWh từ 301 đến 400 - Cho kWh từ 401 trở lên 30,64 76,25 123,89 172,90 241,42 343,99 695,19 26,88 76,58 124,10 173,07 241,62 343,96 690,76 26,43 77,23 124,15 173,05 241,59 343,76 698,22 3 Tổng số hộ tiêu thụ điện sinh hoạt trong toàn hệ thống điện (triệu hộ/năm) 25.237.732 25.854.400 26.644.101 4 Sản lượng điện năng sinh hoạt trong toàn hệ thống điện trong năm (kWh) 46.211.082.744 50.501.837.062 54.091.445.934 Bảng 4.7. Giá bán điện sinh hoạt bình quân sau các lần điều chỉnh Thời điểm Năm 2015 Năm 2016 Năm 2017 Giá bán (VND/kWh) 1729,66 1771,10 1765,2 Trên hình 4.6: M(Atb, Ctb): là giao điểm giữa điện năng sử dụng trung bình tháng Atb của hộ gia đình trong toàn hệ thống (Atb = Ash /m; m là tổng số hộ tiêu thụ điện dùng cho sinh hoạt trong toàn hệ thống) và giá bán lẻ điện trung bình Ctb qui định. Hình 4.6. Biểu giá bán lẻ bậc thang hiện hành Ci và đề xuất C’i Hình 4.7. Tỉ lệ điện năng Ai% và số hộ tiêu thụ điện sinh hoạt mi% tại mỗi bậc thang trong năm 2017 Biểu giá điện bán lẻ sinh hoạt bậc thang đề xuất thỏa mãn điều kiện (1) với sai số khoảng 0,01%. 2) Giá bán điện theo thời gian sử dụng trong ngày (TOU- Time of Use) 20 Bảng 4.10. Giá bán điện theo thời điểm sử dụng cho kinh doanh (VNĐ/kWh) Cấp điện áp từ 22kV trở lên - Giờ bình thường 2.007 2.125 2.254 - Giờ thấp điểm 1.132 1.185 1.256 - Giờ cao điểm 3.470 3.699 3.923 Cấp điện áp từ 6 đến dưới 22kV - Giờ bình thường 2.158 2.287 2.426 - Giờ thấp điểm 1.283 1.347 1.428 - Giờ cao điểm 3.591 3.829 4.061 Cấp điện áp dưới 6kV - Giờ bình thường 2.188 2.320 2.461 - Giờ thấp điểm 1.343 1.412 1.497 - Giờ cao điểm 3.742 3.991 4.233 4.3.2. Phương pháp tính toán tác động của giá điện đến hiệu quả kinh tế - tài chính của các dự án ĐMT Khi quyết định lắp đặt một hệ thống điện mặt trời, bên cạnh các yếu tố kỹ thuật cần có các đánh giá hiệu quả về mặt kinh tế - tài chính của dự án. Quan hệ hiệu quả - chi phí được tính dựa trên kinh phí đầu tư, chi phí vận hành và bảo dưỡng điện năng phát của PV và điện năng trao đổi giữa hộ tiêu thụ và HTĐ. 4.3.2.1. Tính toán lợi ích Phương thức thanh toán giữa chủ sở hữu công trình ĐMTLMNL và đơn vị điện lực có điểm kết nối được thực hiện theo 2 cách: (1) Hoạt động bán điện từ nguồn PV và mua điện để sử dụng cho hộ gia đình được tiến hành hoàn toàn độc lập nhau. (2) Điện năng do nguồn PV phát ra được “bù trừ” vào điện năng tiêu thụ của gia đình. Phương pháp tính toán các thành phần của chi phí và hiệu quả cho một dự án ĐMT được giới thiệu trên hình 4.9. Hình 4.9. Sơ đồ khối tính toán các chỉ tiêu kinh