Tổng quan nghiên cứu

Theo báo cáo số 58/BC-BCT của Bộ Công Thương, tỷ lệ công suất dự phòng của hệ thống điện quốc gia đã sụt giảm nghiêm trọng từ mức 20% - 30% giai đoạn trước năm 2018 xuống ngưỡng cảnh báo thiếu hụt nguồn cung cấp điện trong giai đoạn 2021 - 2025. Nhằm đáp ứng nhu cầu năng lượng phục vụ tăng trưởng kinh tế, Quyết định số 2068/QĐ-TTg và Quyết định số 428/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ đã định hướng nâng sản lượng điện sản xuất từ năng lượng tái tạo từ 58 tỷ kWh năm 2015 lên 101 tỷ kWh vào năm 2020, đạt 186 tỷ kWh vào năm 2030 và hướng tới 452 tỷ kWh vào năm 2050. Tỷ trọng năng lượng tái tạo trong cơ cấu sản xuất điện toàn quốc được kỳ vọng chiếm 38% năm 2020 và 32% vào năm 2030.

Nằm ở khu vực hạ lưu sông Mê Kông với chiều dài bờ biển 65 km, tỉnh Trà Vinh sở hữu tài nguyên tự nhiên vượt trội với bức xạ mặt trời trung bình năm đạt 1.900 kWh/m2 và tốc độ gió tại độ cao 80 m đạt từ 6,0 m/s đến hơn 6,8 m/s. Đề án quy hoạch phát triển điện gió của tỉnh xác định tổng công suất tiềm năng đạt 1.608 MW trên diện tích 40.608 ha. Tuy nhiên, sự phát triển nhanh chóng của các dự án điện mặt trời và điện gió đã vượt qua tốc độ nâng cấp lưới điện khu vực, dẫn đến nguy cơ quá tải đường dây và trạm biến áp truyền tải.

Luận văn thạc sĩ chuyên ngành Quản lý năng lượng của học viên Nguyễn Bá Quốc, dưới sự hướng dẫn khoa học của Tiến sĩ Lê Kỷ tại Trường Đại học Bách Khoa – Đại học Quốc gia TP.HCM, tập trung nghiên cứu toàn diện hệ thống điện tỉnh Trà Vinh và khu vực miền Nam giai đoạn 2020 - 2030. Mục tiêu trọng tâm là đánh giá khả năng giải tỏa công suất của hạ tầng lưới 110kV - 220kV hiện hữu và đề xuất phương án nâng cấp lưới điện truyền tải tối ưu, đảm bảo giải phóng 100% công suất từ hơn 1.600 MW nguồn năng lượng sạch, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và giảm thiểu tổn thất kỹ thuật cho toàn miền Nam.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng dựa trên nền tảng lý thuyết trào lưu công suất phi tuyến trong hệ thống điện xoay chiều ba pha cân bằng, xuất phát từ hệ phương trình nút mạng điện thiết lập theo hai định luật cơ bản của Kirchhoff. Mô hình toán học phân loại các nút thanh cái thành ba dạng cơ bản phục vụ thuật toán giải tích mạch: nút cân bằng cố định biên độ và góc pha điện áp với góc pha chuẩn bằng 0 độ; nút máy phát khống chế công suất tác dụng và điện áp; nút phụ tải xác định trước công suất tác dụng và phản kháng tiêu thụ.

Bên cạnh đó, nghiên cứu áp dụng tiêu chuẩn vận hành an toàn hệ thống điện quốc gia và tiêu chuẩn an toàn N-1 theo quy định của Bộ Công Thương. Khung phân tích tập trung vào các chỉ tiêu kỹ thuật cốt lõi: giới hạn mang tải liên tục và giới hạn quá tải khẩn cấp của dây dẫn, khả năng chuyển tải của máy biến áp 2 cuộn dây và 3 cuộn dây, độ lệch điện áp ổn định tại các thanh cái trong phạm vi dao động cho phép từ 0,95 pu đến 1,05 pu trên hệ đơn vị tương đối với công suất cơ sở 100 MVA. Đồng thời, lý thuyết đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính dự án năng lượng được tích hợp nhằm thẩm định giá trị hiện tại thuần, tỷ suất hoàn vốn nội bộ và thời gian thu hồi vốn đầu tư hạ tầng truyền tải.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng nguồn dữ liệu thứ cấp chuẩn hóa từ Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia, Tổng công ty Điện lực miền Nam, số liệu khí tượng đo đạc thực tế từ các trụ đo gió chuyên dụng tại huyện Duyên Hải và thị xã Duyên Hải từ năm 2006 đến năm 2019, cùng cơ sở dữ liệu Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.

Về phương pháp chọn mẫu, đề tài áp dụng kỹ thuật chọn mẫu định đoạn toàn bộ có chủ đích đối với 100% các nút trạm biến áp và nguồn phát thuộc phạm vi lưới điện 110kV, 220kV và 500kV trên địa bàn tỉnh Trà Vinh, kết hợp mẫu đại diện liên kết liên miền gồm 31 trạm 500kV với 53 máy biến áp tổng công suất 34.050 MVA và 128 trạm 220kV tổng công suất 62.236 MVA trên toàn quốc. Cỡ mẫu khảo sát này đảm bảo tính bao quát trọn vẹn mọi kịch bản vận hành cực đoan của hệ thống điện miền Nam.

Lý do lựa chọn phương pháp phân tích mô phỏng trên phần mềm chuẩn quốc tế PSS/E của Siemens-PTI là nhờ thuật toán giải lặp Newton-Raphson có tốc độ hội tụ nhanh, sai số nhỏ hơn 0,0001 MW/MVAr và khả năng giải quyết các bài toán trào lưu công suất quy mô lớn phức tạp. Kết hợp với phân tích tài chính trên phần mềm Excel, tiến trình nghiên cứu kéo dài liên tục từ tháng 9 năm 2020 đến tháng 3 năm 2021, cung cấp các kịch bản dự báo vận hành chính xác đến năm 2030.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Thứ nhất, lưới điện hiện hữu tỉnh Trà Vinh năm 2020 chỉ đáp ứng giải tỏa an toàn tối đa 410 MW công suất nguồn năng lượng tái tạo đã bổ sung quy hoạch, bao gồm Nhà máy Điện mặt trời Trung Nam công suất 140 MW và 6 dự án nhà máy điện gió từ V1-1 đến V1-6 với tổng công suất 270 MW.

Thứ hai, khi mô phỏng tích hợp thêm 396 MW điện gió được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt bổ sung quy hoạch tại văn bản số 911/TTg-CN ngày 15/7/2020 (gồm Đông Thành 1 công suất 80 MW, Đông Thành 2 công suất 120 MW, Đông Hải 1 công suất 100 MW và Thăng Long công suất 96 MW), hệ thống điện khu vực xuất hiện tình trạng quá tải nghiêm trọng. Cụ thể, các đường dây 110kV liên kết và trạm biến áp 220kV Duyên Hải ghi nhận mức mang tải vượt từ 125% đến 150% công suất định mức ở chế độ vận hành bình thường, đe dọa trực tiếp đến an toàn lưới điện.

Thứ ba, trong kịch bản tiếp tục tích hợp thêm 826 MW từ 5 dự án điện gió đang trình bổ sung quy hoạch (gồm điện gió ngoài khơi V3-6 Trung Nam công suất 348 MW, V3-8 Hiệp Thạnh 3 công suất 210 MW, Đông Hải 3 công suất 120 MW, V3-5 công suất 100 MW và V1-3 giai đoạn 2 công suất 48 MW), tổng công suất phát điện gió và điện mặt trời tại địa phương đạt trên 1.632 MW. Tỷ lệ mang tải của các nhánh xuất tuyến 220kV hiện hữu bị đẩy lên mức trên 180%, gây sụt giảm điện áp thanh cái xuống dưới 0,90 pu, bắt buộc phải cắt giảm công suất phát của các nhà máy từ 35% đến 50% nếu không có hạ tầng mới.

Thứ tư, dòng truyền tải liên miền Trung - Nam năm 2019 đạt sản lượng truyền tải thuần 10 tỷ kWh và xu hướng truyền tải Bắc - Trung đạt 7,2 tỷ kWh. Khi các nguồn năng lượng tái tạo miền Nam phát tối đa, mức mang tải trên các cung đoạn đường dây 500kV dài 300 km chạm ngưỡng giới hạn ổn định 1.200 MW mỗi mạch, đòi hỏi phương án đấu nối phải chuyển hướng gom công suất về thẳng cấp điện áp 500kV.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân căn bản của hiện tượng nghẽn mạch cục bộ bắt nguồn từ sự mất cân đối về tiến độ xây dựng: các nhà máy điện mặt trời và điện gió chỉ mất từ 6 đến 12 tháng để hoàn thành hòa lưới, trong khi các công trình đường dây truyền tải và trạm biến áp 220kV - 500kV đòi hỏi thời gian chuẩn bị đầu tư và thi công kéo dài từ 3 đến 5 năm.

Kết quả tính toán trào lưu công suất này hoàn toàn tương đồng với các nghiên cứu thực nghiệm tại các trung tâm năng lượng tái tạo Ninh Thuận và Bình Thuận giai đoạn 2018 - 2019, nơi quy mô điện mặt trời tăng vọt lên 4.696 MW trên toàn quốc đã gây quá tải cục bộ diện rộng.

Dữ liệu mô phỏng được thể hiện chi tiết thông qua các sơ đồ dòng trào lưu công suất đơn tuyến PSS/E, biểu đồ màu phân bố mật độ mang tải của từng nhánh đường dây và các bảng tổng hợp thông số điện áp nút trước và sau sự cố N-1. Các bảng phân tích độ nhạy tài chính chỉ ra rằng phương án đầu tư mới không chỉ giải tỏa 100% công suất nguồn phát sạch mà còn giúp giảm tổn thất điện năng kỹ thuật trên lưới điện khu vực xuống dưới 3,2%.

Đề xuất và khuyến nghị

Thứ nhất, xây dựng mới Trạm biến áp 500kV Duyên Hải 2 với quy mô công suất 2x900 MVA và tuyến đường dây 500kV mạch kép đấu nối chuyển tiếp vào hệ thống truyền tải điện quốc gia. Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia cần chủ trì triển khai với mục tiêu hoàn thành đóng điện trong giai đoạn 2022 - 2024, giải tỏa dứt điểm 1.222 MW công suất điện gió từ các dự án Đông Thành, Đông Hải, Thăng Long và các dự án ngoài khơi V3-6, V3-8.

Thứ hai, cải tạo và lắp đặt bổ sung máy biến áp 220kV công suất 125 MVA và 250 MVA tại Trạm biến áp 220kV Nhà máy điện gió Đông Thành 1, đồng thời xây mới các đoạn đường dây 220kV mạch kép sử dụng dây dẫn tiết diện ACSR330 và ACSR400 kết nối liên thông các cụm nhà máy điện gió Vùng 1 và Vùng 3. Các chủ đầu tư nguồn điện phối hợp cùng Tổng công ty Điện lực miền Nam thực hiện giải pháp này trong giai đoạn 2021 - 2023 nhằm đảm bảo tiêu chí an toàn vận hành N-1.

Thứ ba, triển khai lắp đặt hệ thống giám sát diện rộng sử dụng thiết bị đo lường góc pha đồng bộ và hệ thống điều khiển điện áp tự động tại thanh cái trạm nâng áp của các nhà máy điện mặt trời, điện gió. Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia chịu trách nhiệm ban hành quy chuẩn kỹ thuật và nghiệm thu vận hành trước năm 2023, duy trì ổn định điện áp nút thanh cái trong giới hạn dao động cho phép từ 0,95 pu đến 1,05 pu.

Thứ tư, hoàn thiện khung chính sách khuyến khích xã hội hóa đầu tư lưới điện truyền tải và cơ chế mua bán điện trực tiếp. Bộ Công Thương cùng Ủy ban nhân dân tỉnh Trà Vinh cần ban hành hướng dẫn thực thi trong giai đoạn 2021 - 2025, tạo hành lang pháp lý minh bạch cho phép các nhà đầu tư tư nhân tham gia góp vốn xây dựng trạm biến áp và đường dây truyền tải dùng chung.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Nhóm cơ quan hoạch định chính sách và cơ quan quản lý nhà nước như Bộ Công Thương, Viện Năng lượng và Sở Công Thương tỉnh Trà Vinh có thể sử dụng luận văn làm tài liệu căn cứ khoa học để hoàn thiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, xây dựng kế hoạch phát triển năng lượng tái tạo cấp tỉnh và phê duyệt quy hoạch các phân khu điện gió ngoài khơi.

Nhóm các chủ đầu tư dự án năng lượng tái tạo bao gồm các doanh nghiệp phát triển điện gió, điện mặt trời có thể tham khảo trực tiếp các phương án đấu nối kỹ thuật, tính toán chi phí đầu tư trạm biến áp gom công suất và đánh giá rủi ro nghẽn mạch để lập báo cáo nghiên cứu khả thi đạt tỷ suất sinh lời tài chính tối ưu.

Nhóm đơn vị quản lý vận hành và tư vấn thiết kế điện lực như Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia, Tổng công ty Điện lực miền Nam và các công ty cổ phần tư vấn xây dựng điện có thể ứng dụng trực tiếp tệp dữ liệu mô hình hóa hệ thống điện trên PSS/E để tính toán trào lưu công suất, phân tích ngắn mạch và xây dựng phương thức vận hành an toàn lưới điện truyền tải.

Nhóm các viện nghiên cứu, giảng viên, học viên cao học và sinh viên chuyên ngành Hệ thống điện, Kỹ thuật điện và Quản lý năng lượng có thể khai thác luận văn như một công trình mẫu mực về phương pháp luận kết hợp giữa tính toán giải tích hệ thống điện phi tuyến và phân tích hiệu quả kinh tế - xã hội trong lĩnh vực năng lượng sạch.

Câu hỏi thường gặp

Tỉnh Trà Vinh có những lợi thế tự nhiên nào để phát triển năng lượng tái tạo? Tỉnh Trà Vinh có tổng lượng bức xạ mặt trời trung bình năm đạt từ 1.900 kWh/m2 với bức xạ ngày hơn 4,9 kWh/m2 và số ngày nắng khoảng 300 ngày mỗi năm. Tốc độ gió trung bình ở độ cao 80 m đạt trên 6,0 m/s tại các huyện duyên hải và tần suất tốc độ gió sinh công lớn hơn 3 m/s ở độ cao 100 m chiếm tới 90% thời gian trong năm, tạo tiềm năng phát triển 1.608 MW điện gió.

Phần mềm PSS/E giải quyết bài toán giải tỏa công suất như thế nào? Phần mềm PSS/E sử dụng thuật toán lặp số Newton-Raphson để giải hệ phương trình nút mạng phi tuyến, xác định chính xác điện áp, góc pha tại các thanh cái và dòng công suất chạy trên từng đường dây, máy biến áp. Qua đó, công cụ giúp phát hiện các điểm nghẽn mạch, kiểm tra giới hạn mang tải định mức và mô phỏng chế độ sự cố đơn lẻ N-1.

Vì sao cần gom công suất các dự án năng lượng tái tạo về cấp điện áp 500kV? Lưới điện phân phối 110kV và truyền tải 220kV khu vực Trà Vinh chỉ có khả năng hấp thụ khoảng 410 MW. Khi tổng công suất lắp đặt của các dự án điện gió và điện mặt trời vượt ngưỡng 1.600 MW, việc đấu nối trực tiếp vào Trạm biến áp 500kV Duyên Hải 2 là giải pháp bắt buộc để truyền tải lượng công suất lớn đi xa về các trung tâm phụ tải miền Nam mà không gây sụt áp.

Hệ thống điều khiển điện áp tự động có vai trò gì đối với nhà máy điện gió? Hệ thống điều khiển điện áp tự động giúp điều chỉnh linh hoạt công suất phản kháng phát ra hoặc hấp thụ từ các tuabin gió và hệ thống nghịch lưu điện mặt trời. Thiết bị này đảm bảo điện áp tại điểm đấu nối chung luôn duy trì ổn định trong dải an toàn từ 0,95 pu đến 1,05 pu, ngăn chặn hiện tượng quá điện áp hoặc sụt áp khi gió thay đổi đột ngột.

Tiêu chuẩn an toàn N-1 được hiểu và áp dụng ra sao trong nghiên cứu này? Tiêu chuẩn N-1 yêu cầu hệ thống điện vẫn phải duy trì vận hành ổn định, không làm gián đoạn cung cấp điện và không gây quá tải trên các phần tử còn lại khi có bất kỳ một đường dây hoặc máy biến áp nào bị sự cố cô lập ra khỏi lưới. Luận văn đã kiểm tra chế độ N-1 cho toàn bộ 15 phân đoạn đường dây và trạm biến áp trọng điểm tại Trà Vinh.

Kết luận

  • Luận văn đã đánh giá toàn diện tiềm năng phát triển năng lượng tái tạo tỉnh Trà Vinh với quy mô quy hoạch 1.608 MW điện gió trên diện tích 40.608 ha và hàng trăm MW điện mặt trời.
  • Phát hiện tình trạng quá tải nghiêm trọng từ 125% đến 180% công suất định mức trên lưới điện 110kV - 220kV hiện hữu khi tích hợp thêm 1.222 MW từ các dự án điện gió mới.
  • Đề xuất thành công phương án kỹ thuật tối ưu bao gồm xây dựng mới Trạm biến áp 500kV Duyên Hải 2 và các tuyến đường dây 220kV mạch kép ACSR330, ACSR400.
  • Chứng minh tính khả thi kinh tế - xã hội vượt trội của phương án đầu tư hạ tầng lưới điện với chỉ số NPV dương và thời gian hoàn vốn đầu tư phù hợp.
  • Xây dựng thành công bộ cơ sở dữ liệu mô phỏng trào lưu công suất chuẩn hóa trên phần mềm PSS/E phục vụ công tác quy hoạch và vận hành hệ thống điện miền Nam.

Công trình đã đóng góp một giải pháp công nghệ và quản lý đồng bộ, tháo gỡ điểm nghẽn hạ tầng truyền tải và mở đường cho dòng vốn đầu tư năng lượng sạch tại Trà Vinh. Kế hoạch tiếp theo trong giai đoạn 2025 - 2030 tập trung vào việc nghiên cứu tích hợp hệ thống pin lưu trữ năng lượng BESS và ứng dụng trí tuệ nhân tạo dự báo công suất phát thời gian thực. Hãy liên hệ và tham khảo toàn văn luận văn thạc sĩ để tiếp cận chi tiết mô hình tính toán PSS/E và giải pháp kỹ thuật tối ưu cho hệ thống điện năng lượng tái tạo.