Nội dung

Bé C«ng th−¬ng tËp ®oµn ®iÖn lùc ViÖt Nam ViÖn n¨ng l−îng Báo cáo tổng kết đề tài cấp bộ M· sè: I-150 NGHIÊN CỨU KHẢ NĂNG ỨNG DỤNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN MỘT CHIỀU TẠI VIỆT NAM Chủ nhiệm đề tài: Nguyễn Mạnh Cường 7174 17/3/2009 Hµ néi - 12/2008 §Ò tµi nghiªn cøu khoa häc – Nghiªn cøu kh¶ n¨ng øng dông truyÒn t¶i ®iÖn mét chiÒu ë viÖt nam Phßng ph¸t triÓn hÖ thèng ®iÖn – ViÖn n¨ng l−îng 1 §Ò tµi nghiªn cøu khoa häc – Nghiªn cøu kh¶ n¨ng øng dông truyÒn t¶i ®iÖn mét chiÒu ë viÖt nam Phßng ph¸t triÓn hÖ thèng ®iÖn – ViÖn n¨ng l−îng 2 §Ò tµi nghiªn cøu khoa häc – Nghiªn cøu kh¶ n¨ng øng dông truyÒn t¶i ®iÖn mét chiÒu ë viÖt nam Mục lục Mở đầu............................................................................................................... 6 CHƯƠNG I. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN MỘT CHIỀU VÀ XOAY CHIỀU .............................................................................. 7 1.1. Lịch sử phát triển công nghệ truyền tải điện ..................................... 7 1.2. Các thành tựu mới đạt được của công nghệ truyền tải điện. ........... 10 1.3. Các yêu cầu kỹ thuật chính của tryền tải điện siêu cao áp một chiều . ......................................................................................................... 13 1.3.1. Thành phần cơ bản .................................................................... 13 1.3.2. Trạm chuyển đổi ....................................................................... 16 1.3.3. Các kiểu truyền tải điện cao áp 1 chiều .................................... 18 1.3.4. Nguyên lý hoạt động của hệ thống truyền tải điện 1 chiều....... 21 1.3.5. Ưu nhược điểm của hệ thống truyền tải điện cao áp 1 chiều .... 24 1.3.6. Một số hệ thống truyền tải điện cao áp 1 chiều trên thế giới .... 25 CHƯƠNG II. Các yếu tố ảnh hưởng đến chi phí đầu tư hệ thống truyền tải điện. ................................................................................................ 30 2.1. + Ảnh hưởng của công suất và khoảng cách truyền tải. ................. 30 2.2. + Ảnh hưởng của các yếu tố khác ................................................... 34 CHƯƠNG III. Khảo sát sự biến thiên của chi phí đầu tư khi các yếu tố đầu vào thay đổi. .............................................................................................. 39 3.1. Xác định các thành phần của chi phí đầu tư .................................... 39 3.1.1. Phương pháp chung để đánh giá dự án đầu tư: ......................... 39 3.1.2. Lựa chọn phương pháp so sánh kinh tế dự án đầu tư cho đề án nghiên cứu khả năng ứng dụng truyền tải điện 1 chiều ở Việt Nam ...... 41 3.2. Tính toán chi phí trong trường hợp yếu tố đầu vào thay đổi........... 42 CHƯƠNG IV. Ứng dụng trong các trường hợp cụ thể tại Việt Nam. .......... 43 4.1. Các giả thiết đưa vào tính toán: ....................................................... 43 4.1.1. Các giả thiết về mặt kỹ thuật ..................................................... 43 4.1.2. Các giả thiết về mặt kinh tế ....................................................... 44 4.2. Tính toán chi phí hiện tại hóa khi các yếu tố đầu vào thay đổi ....... 46 4.2.1. Mô phỏng hệ thống điện trong PSS/E....................................... 46 4.2.2. Khoảng cách truyền tải 270 km ................................................ 49 4.2.3. Khoảng cách truyền tải 450 km ................................................ 58 4.3. Những dự án truyền tải 1 chiều tiềm năng ...................................... 63 Phßng ph¸t triÓn hÖ thèng ®iÖn – ViÖn n¨ng l−îng 3 §Ò tµi nghiªn cøu khoa häc – Nghiªn cøu kh¶ n¨ng øng dông truyÒn t¶i ®iÖn mét chiÒu ë viÖt nam 4.3.1. Truyền tải điện khu vực Nam Trung bộ - Đông Nam Bộ: ........ 63 4.3.2. Truyền tải điện liên kết Việt Nam – Trung Quốc: .................... 64 CHƯƠNG V. KẾT LUẬN............................................................................ 66 CHƯƠNG VI. PHỤ LỤC ............................................................................. 67 6.1. Mô phỏng các hệ thống điện đơn giản: ........................................... 68 6.2. Vốn đầu tư và chi phí hiện tại hóa cho các dự án truyền tải điện: . 82 Phßng ph¸t triÓn hÖ thèng ®iÖn – ViÖn n¨ng l−îng 4 §Ò tµi nghiªn cøu khoa häc – Nghiªn cøu kh¶ n¨ng øng dông truyÒn t¶i ®iÖn mét chiÒu ë viÖt nam Danh mục hình vẽ: Hình : 1: Ký hiệu các Valve và cầu chỉnh lưu .......................................................... 14 Hình : 2: Cấu hình cơ bản mạch chuyển đổi gồm nhóm van 6 xung nối với MBA đấu Yo/Y................................................................................................................... 14 Hình : 3: Cấu hình chỉnh lưu 12 xung, sử dụng 2 MBA đấu Yo/Y và Yo/D ........... 15 Hình : 4: Thành phần của một Thyristor Module ..................................................... 16 Hình : 5: Cấu hình cơ bản trạm chuyển đổi AC - DC .............................................. 16 Hình : 6 : Cấu hình đơn cực, sử dụng bộ chỉnh lưu 12 xung ................................... 18 Hình : 7: Cấu hình lưỡng cực, sử dụng bộ chỉnh lưu 12 xung. ................................ 19 Hình : 8 : Các kiểu đấu nối hệ thống truyền tải điện 1 chiều .................................. 21 Hình : 9: hình dạng sóng điện áp và dòng điện trong quá trình chuyển đổi ........... 21 Hình : 10: Bản đồ vị trí tuyến HVDC +/- 600kV Itaipu - Sao Paulo ...................... 26 Hình : 11: Bản đồ vị trí tuyến HVDC 350kV Leyte - Luzon, Philipines ................. 27 Hình : 12: Bản đồ vị trí tuyến HVDC +/- 500kV Riland - Delhi, Ấn Độ ................ 28 Hình : 13: Bản đồ vị trí một số dự án HVDC trên thế giới ...................................... 29 Hình : 14: Tổn thất vầng quang theo độ cao và tổn thất truyền tải theo chiều dài ... 32 Hình : 15: Chi phí đầu tư khi P = 3500 MW ............................................................ 33 Hình : 16: Chi phí đầu tư khi P = 10.000 MW ......................................................... 33 Hình : 17: Chiều dài cách điện ở các cấp điện áp khác nhau (Nguồn ABB) ........... 35 Hình : 18: Mức tăng tương đối về yêu cầu cách điện ở cao độ khác nhau .............. 36 Hình : 19: Tải trọng dây dẫn cho EHVAC và HVDC .............................................. 36 Hình : 20: số mạch yêu cầu khi truyền tải 6000 MW bằng HVDC và HVAC ....... 37 Hình : 21: Thiết kế cột EHVAC Hình : 22: Thiết kế cột HVDC ................ 38 Hình : 23: Bản đồ vị trí các nhà máy điện khu vực Nam trung bộ........................... 50 Hình : 24: Sơ đồ khối hệ thống truyền tải ................................................................ 51 Hình : 25: Đồ thị biểu diễn tổn thất theo công suất truyền tải khi L = 270km ........ 53 Hình : 26: Đồ thị biểu diễn tổn Vốn đầu tư theo công suất truyền tải khi L = 270km .................................................................................................................................. 54 Hình : 27: Đồ thị biểu chi phí hiện tại hóa theo công suất truyền tải khi L = 270km .................................................................................................................................. 55 Hình : 28: Suất đầu tư cho TBA 765/500kV giảm = 25.000 USD/MW ................. 56 Hình : 29: Suất đầu tư cho TBA 765/500kV giảm := 20.000 USD/MW ................. 56 Hình : 30: Suất đầu tư cho đường dây 765kV giảm = 1.0 triệu USD/km ................ 57 Hình : 31: Suất đầu tư cho đường dây 765kV giảm = 1.0 triệu USD/km đồng thời suất đầu tư cho TBA 765/500kV giảm = 25.000 USD/MW .................................... 57 Hình : 32: Bản đồ vị trí tuyến truyền tải liên kết Việt Nam - Trung Quốc .............. 59 Hình : 33: Đồ thị biểu diễn vốn đầu tư theo công suất truyền tải khi L = 450km ... 61 Hình : 34: Đồ thị biểu diễn chi phí hiện tại hóa theo công suất truyền tải khi L = 450km ....................................................................................................................... 62 Hình : 35: Suất đầu tư cho trạm chuyển đổi AC-DC, DC-AC giảm = 75 USD/kW 63 Phßng ph¸t triÓn hÖ thèng ®iÖn – ViÖn n¨ng l−îng 5 §Ò tµi nghiªn cøu khoa häc – Nghiªn cøu kh¶ n¨ng øng dông truyÒn t¶i ®iÖn mét chiÒu ë viÖt nam Mở đầu Hệ thống điện Việt Nam 12 năm gần đây (1995-2007) có sự phát triển mạnh với tốc độ tăng trưởng trung bình 14,8%/năm, điện thương phẩm năm 2007 đạt 58 tỷ kWh, gấp hơn năm lần năm 1995, công suất max tăng hơn 4 lần, năm 2007 đạt hơn 11000 MW. Theo xu hướng trên, để đáp ứng nhu cầu công suất và điện năng cho 20 năm tới, dự kiến cần xây dựng khối lượng rất lớn nguồn, lưới điện trên cả 3 miền Bắc – Trung Nam, ngoài ra còn phải nhập khẩu điện từ nước ngoài như Lào, Trung Quốc. Cũng giống như nhiều nước đang phát triển khác, quá trình phát triển kinh tế của Việt Nam sẽ hình thành những khu vực phụ tải tập trung, là trung tâm kinh tế vùng như khu vực Hà Nội và T.P. Hồ Chính Minh. Về lý thuyết, cần xây dựng các nguồn điện ngay gần những trung tâm phụ tải này nhằm tránh chi phí truyền tải cao và phân bố tối ưu nguồn điện. Tuy nhiên, với những rào cản kỹ thuật, môi trường… không cho phép xây dựng nhà máy điện ở đó mà phải di chuyển ra các vùng cách xa hàng trăm km. Từ đó phát sinh vấn đề về lựa chọn hình thức và cấp điện áp truyền tải để vừa đảm bảo an toàn, tin cậy, vừa đem lại lợi ích kinh tế tốt nhất. Xây dựng hệ thống điện liên kết đa quốc gia cũng trở thành xu hương chung trên thế giới nhằm khai thác tối ưu nguồn năng lượng có giá thành thấp như thủy điện. Sử dụng hệ thống truyền tải siêu cao áp 1 chiều sẽ giúp cho việc trao đổi điện năng giữa các hệ thống điện không đồng bộ nhưng chi phí thường cao hơn nhiều so với truyền tải bằng hệ thống xoay chiều. Đề tài “nghiên cứu khả năng ứng dụng truyền tải điện 1 chiều ở Việt Nam” sẽ bước đầu đánh giá các hình thức truyền tải AC500kV, AC765kV và DC+/-500kV ứng với các mức công suất khác nhau ở 2 vùng tiềm năng: truyền tải 270km từ Nam Trung Bộ về khu vực TP. Hồ Chí Minh và 450km từ Honghe (Vân Nam – Trung Quốc) về khu vực Hà Nội. Kết quả nghiên cứu sẽ góp phần giúp cho công tác quy hoạch hệ thống điện có cái nhìn tổng quan hơn đối với các cấp điện áp truyền tải trong bối cảnh của Việt Nam. Phßng ph¸t triÓn hÖ thèng ®iÖn – ViÖn n¨ng l−îng 6 §Ò tµi nghiªn cøu khoa häc – Nghiªn cøu kh¶ n¨ng øng dông truyÒn t¶i ®iÖn mét chiÒu ë viÖt nam CHƯƠNG I. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN MỘT CHIỀU VÀ XOAY CHIỀU 1.1. Lịch sử phát triển công nghệ truyền tải điện Thomas Alva Edison (1847-1931) đã phát minh ra điện một chiều, hệ thống truyền tải điện đầu tiên là hệ thống dòng điện một chiều. Tuy nhiên, ở điện áp thấp, không thể truyền tải công suất điện 1 chiều đi khoảng cách xa. Đầu thế kỷ 20, với sự phát triển của công nghệ máy biến áp và động cơ cảm ứng, truyền tải điện xoay chiều dần trở nên phổ biến và là lựa chọn số 1 của các quốc gia trên toàn thế giới. Năm 1929, các kỹ sư của công ty ASEA (Allmana Svenska Electriska Aktiebolaget) – Thụy Điển – đã nghiên cứu và phát triển hệ hệ thống Valve hồ quang thủy ngân điều khiển mạng lưới đa điện cực sử dụng trong truyền tải điện một chiều với công suất và điện áp cao. Các thử nghiệm đầu tiên được tiến hành tại Thụy Điển và Mỹ năm 1930 để kiểm tra hoạt động của các Valve hồ quang thủy ngân trong quá trình chuyển đổi chiều truyền tải và thay đổi tần số. Sau chiến tranh thế giới lần thứ 2, nhu cầu điện năng tăng cao đã khuyến khích nghiên cứu truyền tải điện một chiều, nhất là khi phải truyền tải công suất đi xa hoặc bắt buộc phải sử dụng cáp ngầm. Năm 1950, Đường dây truyền tải một chiều thử nghiệm điện áp 200kV, chiều dài 116km được đưa vào vận hành, tải điện từ Moscow đi Kasira (Liên Xô cũ). Đường dây cao áp một chiều đầu tiên được đưa vào vận hành thương mại năm 1954 tại Thụy Điển, truyền tải 20 MW điện áp 100 kV, chiều dài 98km sử dụng cáp ngầm vượt biển nối giữa đảo Gotland và đất liền. Công nghệ truyền tải điện một chiều luôn gắn liền với công nghệ điện tử công suất. Những năm 1960, hệ thống Valve thể rắn trở thành hiện thực khi ứng dụng Thyristor vào truyền tải điện một chiều. Năm 1972, các Valves thể rắn đã được ứng dụng lần đầu tiên ở Canada tại trạm Back to Back Eel River công suất 320 MW điện áp 80kV. Điện áp vận hành lớn nhất hiện nay của đường dây truyền tải một chiều là ±600 kV, truyền tải công suất 6300 MW từ thủy điện Itaipu đi São Paulo (Brazil), chiều dài 796km. Ngày nay, truyền tải dòng điện một chiều điện áp cao là phần không thể thiếu trong hệ thống điện của nhiều quốc gia trên thế giới. Truyền tải điện siêu cao áp một chiều luôn được cân nhắc khi phải tải lượng công suất rất lớn đi khoảng cách xa, liên kết giữa các hệ thống điện không đồng bộ hoặc xây dựng các đường cáp điện Phßng ph¸t triÓn hÖ thèng ®iÖn – ViÖn n¨ng l−îng 7 §Ò tµi nghiªn cøu khoa häc – Nghiªn cøu kh¶ n¨ng øng dông truyÒn t¶i ®iÖn mét chiÒu ë viÖt nam vượt biển. Với lượng công suất đủ lớn, khoảng cách đủ xa, truyền tải cao áp một chiều sẽ chiếm ưu thế về chi phí đầu tư và tổn thất truyền tải so với dòng điện xoay chiều 3 pha truyền thống. Trên thế giới đã có 79 công trình truyền tải điện 1 chiều được xây dựng (trong đó có 33 trạm Back to Back, 46 đường dây truyền tải), có 6 công trình sẽ vận hành giai đoạn từ nay đến năm 2010 (2 dự án ở Mỹ, 1 Trung Quốc, 1 Na Uy – Hà Lan, 1 Australia và 1 Estonia – Phần Lan). Hiện có 14 hạng mục đường dây siêu cao áp 1 chiều 500kV đang vận hành trên thế giới trong đó 5 ở Trung Quốc, 3 ở Ấn Độ, 4 ở Mỹ và Canada. Chiều dài trung bình của 1 đường dây là 1174 km, công suất tải khoảng từ 1500 đến 3000 MW. Danh sách các dự án truyền tải 1 chiều hiện nay có trong bảng sau: STT A Tên công trình HVDC 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Đang xây dựng ESTLINK BASSLINK NORNED THREE GORGES-SHANGHAI NEPTUNE MISSION Đang vận hành VANCOUVER 1 VOLGOGRAD-DONBASS SAKUMA NEW ZEALAND HYBRID PACIFIC INTERTIE NELSON RIVER 1 GOTLAND HVDC LIGHT DIRECTLINK MURRAYLINK CROSS SOUND TROLL EEL RIVER VANCOUVER 2 DAVID A. HAMIL SHIN-SHINANO 1 SQUARE BUTTE 17 18 19 CAHORA-BASSA C.U. ACARAY 1 2 3 4 5 6 B Năm vận hành / nâng cấp / dỡ bỏ Khả năng tải (MW) Điện áp một chiều (kV) quy mô công trình B-B/ line/cable (km) Vị trí công trình 2006 2005 2007 2007 2007 2007 350 500 600 3000 600 150 150 400 500 500 500 21 106 360 580 900 102 B-B Estonia-Finland Australia Norway-Netherlands China U.S.A. U.S.A. 1968 1962 1965/1993 1965/92 1970/84/89/02 1973/93 1999 2000 2002 2002 2004 1972 1977 1977 1977 1977 312 720 300 1240 3100 1854 50 3 X 60 200 330 2 X 40 320 370 100 300 500 260 400 2 X 125 +270/-350 500 +463/-500 60 80 ± 150 150 60 2 X 80 280 50 125 250 74 470 B-B 612 1361 890 70 59 176 40 70 B-B 74 B-B B-B 749 1978 1979 1981 1920 1128 50 533 411 26 1420 702 B-B Canada Russia Japan New Zealand U.S.A. Canada Sweden Australia Australia U.S.A. Norway Canada Canada U.S.A. Japan U.S.A. Mocambique-South Africa U.S.A. Paraguay Phßng ph¸t triÓn hÖ thèng ®iÖn – ViÖn n¨ng l−îng 8 §Ò tµi nghiªn cøu khoa häc – Nghiªn cøu kh¶ n¨ng øng dông truyÒn t¶i ®iÖn mét chiÒu ë viÖt nam STT Tên công trình HVDC Năm vận hành / nâng cấp / dỡ bỏ Khả năng tải (MW) 20 21 INGA-SHABA EDDY COUNTRY 1982 1983 22 23 24 25 26 27 CHATEAUGUAY BLACKWATER HIGHGATE MADAWASKA MILES CITY OKLAUNION 1984 1985 1985 1985 1985 1985 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 BROKEN HILL CROSS CHANNEL BP 1+2 IPP (INTERMOUNTAIN) ITAIPU 1 ITAIPU2 URUGUAIANAI VIRGINIA SMITH FENNO-SKAN MeNEILL SILERU-BARSOOR VINDHYACHAL RIHAND-DELHI SHIN-SHINANO 2 BALTIC CABLE KONTEK WELSH CHANDRAPUR-RAMAGUNDUM CHANDRAPUR-PADGHE HAENAM-CHEJU LEYTE-LUZON VIZAG 1 MINAMI-FUKUMITZU KIl CHANNEL SWEPOL LINK GRITA HIGASHI-SHIMIZU 1986 1986 1986 1986 1987 1987 1987 1989 1989 1989 1989 1992 1992 1994 1995 1995 1997 1998 1998 1998 1998 1999 2000 2000 2001 2001 54 55 56 MOYLE INTERCONNECTOR TIAN-GUANG THAILAND-MALAYSIA EAST-SOUTH INTERCONNECTOR RAPIDCITYTIE THREE GORGES CHANGZHOU GUI-GUANG THREE GORGESGUANGDONG LAMAR VIZAG 2 KONTI-SKAN 1 AND 2 2001 2001 2001 40 2000 1920 3150 3150 54 200 572 150 100 500 1500 300 600 600 600 1000 1500 300 440 500 300 1400 600 500 300 2X 250 1800 600 2003 2003 2003 2004 2004 2005 2005 1965/88/2005 57 58 59 60 61 62 63 64 560 200 2X 500 200 200 350 200 220 Điện áp một chiều (kV) 500 82 quy mô công trình B-B/ line/cable (km) 1700 B-B Vị trí công trình Zaire U.S.A. 2 X 140 57 56 140 82 82 2 x 17 (±8,3 3) 270 500 600 600 18 50 400 42 200 2 X 69.7 500 125 450 400 162 2 X 205 500 180 350 205 125 250 450 400 125 B-B B-B B-B B-B B-B B-B Canada U.S.A. U.S.A. Canada U.S.A. U.S.A. B-B 71 784 796 796 B-B B-B 234 B-B 196 B-B 814 B-B 255 171 B-B B-B 736 101 443 B-B B-B 102 230 313 B-B Australia France-U.K. U.S.A. Brazil Brazil Brazil-Uruguay U.S.A. Finland-Sweden Canada India India India Japan Sweden-Germany Denmark-Germany U.S.A. India India South Korea Philippines India Japan Japan Sweden-Poland Greece-Italy Japan 2 X 250 500 300 64 960 110 Scotland-N.Ireland China Thailand-Malaysia 2000 2X100 3000 3000 500 13 500 500 1400 B-B 890 936 3000 211 500 740 500 63 88 285 900 B-B B-B 150 Phßng ph¸t triÓn hÖ thèng ®iÖn – ViÖn n¨ng l−îng India U.S.A. China China China U.S.A. India Denmark-Sweden 9