Tổng quan nghiên cứu

Trong bối cảnh nền kinh tế Việt Nam tăng trưởng nhanh chóng với tốc độ gia tăng nhu cầu điện năng đạt mức cao trên thế giới, hệ thống điện quốc gia đến cuối năm 2019 đã ghi nhận quy mô công suất lắp đặt đạt khoảng 54.880 MW, tăng 12,37% so với năm 2018. Tuy nhiên, tình trạng phân bố nguồn và phụ tải không đồng đều đang tạo ra áp lực lớn lên hệ thống truyền tải, đặc biệt tại khu vực kinh tế trọng điểm phía Nam. Số liệu cân bằng nguồn và phụ tải năm 2020 cho thấy nhu cầu tiêu thụ cực đại của khu vực gồm Thành phố Hồ Chí Minh, Đồng Nai, Bình Dương và Bà Rịa – Vũng Tàu đạt 11.971 MW, trong khi tổng công suất nguồn phát tại chỗ chỉ đạt 7.215 MW, dẫn đến mức thâm hụt cục bộ hơn 4.756 MW.

Vấn đề nghiên cứu trọng tâm của luận văn là giải quyết bài toán đấu nối đồng bộ cho Dự án Nhà máy nhiệt điện tua-bin khí chu trình hỗn hợp Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 tại Khu công nghiệp Ông Kèo, tỉnh Đồng Nai. Dự án có tổng công suất thiết kế khoảng 1.500 MW (mỗi tổ máy đạt từ 650 MW đến 880 MW), sử dụng nhiên liệu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG). Mục tiêu cụ thể là nghiên cứu, tính toán và so sánh đa tiêu chí giữa các phương án kỹ thuật đấu nối vào lưới truyền tải điện áp 220kV và 500kV trong giai đoạn 2020-2025.

Nghiên cứu mang ý nghĩa thực tiễn to lớn khi thiết lập quy trình tích hợp giữa kiểm tra ổn định kỹ thuật theo tiêu chuẩn N-1 và tối ưu hóa hiệu quả kinh tế thông qua giá trị hiện tại thuần (NPV) và hàm chi phí tính toán hàng năm. Kết quả nghiên cứu cung cấp cơ sở dữ liệu định lượng phục vụ công tác quy hoạch phát triển năng lượng và điều hành hệ thống điện quốc gia.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Luận văn xây dựng trên nền tảng lý thuyết quy hoạch hệ thống điện hiện đại kết hợp phân tích kinh tế kỹ thuật dự án công nghiệp. Khung lý thuyết cốt lõi bao gồm hai mô hình chính: mô hình đánh giá độ tin cậy tiền định theo tiêu chuẩn N-1 và mô hình chiết khấu dòng tiền tài chính. Tiêu chuẩn N-1 được quy định chặt chẽ theo Thông tư 25/2016/TT-BCT và Thông tư 39/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương, đòi hỏi hệ thống điện phải duy trì vận hành ổn định, không gây quá tải và không sa thải phụ tải khi có một phần tử đơn lẻ (đường dây hoặc máy biến áp) ngừng hoạt động do sự cố hoặc bảo dưỡng.

Các khái niệm chuyên ngành then chốt được áp dụng xuyên suốt gồm có:

  • Khả năng tải nhiệt và giới hạn ổn định tĩnh của đường dây truyền tải điện áp cao.
  • Chế độ trào lưu công suất xác lập và dòng điện ngắn mạch trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu.
  • Dự trữ công suất hệ thống, trong đó tổng dự trữ công suất tối ưu được duy trì trong khoảng 20% đến 30% công suất phụ tải cực đại.
  • Suất thu lợi tối thiểu chấp nhận được (MARR) và hàm chi phí tính toán quy đổi hàng năm.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng nguồn dữ liệu quy hoạch thực tế giai đoạn 2020-2025 và tầm nhìn đến năm 2035 được cung cấp bởi Viện Năng lượng thuộc Bộ Công Thương và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Cỡ mẫu nghiên cứu bao quát toàn bộ cấu trúc lưới điện khu vực dự án, bao gồm 2.745 km đường dây 500kV, 6 trạm biến áp 500kV với tổng dung lượng 9.150 MVA, cùng 64 cung đoạn đường dây 220kV có tổng chiều dài khoảng 1.800 km và 38 trạm biến áp 220/110kV đạt tổng công suất 18.500 MVA. Phương pháp chọn mẫu là chọn mẫu toàn thể theo phạm vi địa lý và ranh giới liên kết điện lực vùng kinh tế trọng điểm phía Nam.

Lý do lựa chọn phương pháp mô phỏng số học giải tích kết hợp phân tích kinh tế là nhằm đảm bảo tính chính xác cao nhất theo các quy chuẩn vận hành lưới điện truyền tải Việt Nam. Quá trình tính toán kỹ thuật được thực hiện trên 4 kịch bản vận hành đặc thù của năm 2023: mùa khô - phụ tải cực đại, mùa khô - phụ tải cực tiểu, mùa mưa - phụ tải cực đại, và mùa mưa - phụ tải cực tiểu. Trên cơ sở đó, các chỉ tiêu kinh tế gồm chi phí đầu tư xây lắp ban đầu, chi phí tổn thất công suất hàng năm và chi phí vận hành bảo dưỡng được chiết khấu về năm mốc 2023 để xác định phương án tối ưu.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình mô phỏng và phân tích kỹ thuật - kinh tế trên các kịch bản phát triển lưới điện đã mang lại những phát hiện quan trọng:

  • Hiện trạng vận hành lưới điện năm 2023 khi chưa có Nhà máy điện Nhơn Trạch 3&4 ghi nhận mức độ mang tải rất cao trên trục liên kết. Cụ thể, đường dây 500kV Phú Mỹ - Nhà Bè mang tải 36,9% đến 41,7% ở chế độ bình thường và tăng vọt lên 60,9% đến 68,7% khi xuất hiện sự cố N-1. Các máy biến áp 500/220kV tại trạm Phú Lâm và Nhà Bè mang tải từ 52,1% đến 62,5% ở chế độ thường và lên tới 74,5% khi sự cố.
  • Việc bổ sung nguồn phát Nhơn Trạch 3&4 với tổng công suất 1.500 MW, số giờ vận hành bình quân 6.000 giờ/năm và tỷ lệ tự dùng 2,5% giúp cải thiện điện áp các nút tải khu vực tăng thêm từ 2,1% đến 4,8%, giải tỏa ngay tình trạng căng thẳng truyền tải liên miền.
  • So sánh 3 phương án kỹ thuật đấu nối cho thấy phương án kết hợp đấu nối Nhơn Trạch 3 lên cấp 220kV và Nhơn Trạch 4 lên cấp 500kV thông qua sơ đồ trạm phân phối một rưỡi (3/2) đảm bảo đáp ứng 100% tiêu chí N-1, kiểm soát mức mang tải của toàn bộ thiết bị dưới ngưỡng 75% ở mọi chế độ vận hành sự cố đơn lẻ.
  • Về mặt kinh tế, phương án đấu nối phân cấp tối ưu giúp tiết giảm tổn thất công suất tác dụng toàn vùng khoảng 12,4% đến 16,8% so với phương án đấu nối tập trung hoàn toàn vào cấp 220kV, mang lại giá trị hiện tại thuần NPV vượt trội trong chu kỳ phân tích 20 năm.

Thảo luận kết quả

Các kết quả đạt được khẳng định tính đúng đắn của chiến lược quy hoạch nguồn điện phân tán sát tâm phụ tải. Việc đặt nhà máy tại Nhơn Trạch, cách trung tâm Thành phố Hồ Chí Minh 23 km, giúp dòng công suất đi trực tiếp vào các trạm phụ tải lớn như Cát Lái, Thủ Đức và Long Thành mà không phải trung chuyển qua các đường dây dài trên 150 km, hạn chế tối đa tổn hao kỹ thuật.

Dữ liệu tính toán trong luận văn được hệ thống hóa rõ ràng thông qua bảng ma trận so sánh mức độ mang tải giữa các kịch bản vận hành và biểu đồ cơ cấu dòng tiền chiết khấu theo vòng đời dự án. Khi so sánh với các báo cáo quy hoạch nguồn điện thuộc Quy hoạch điện VII điều chỉnh và định hướng Quy hoạch điện VIII theo Quyết định 1264/QĐ-TTg, kết quả nghiên cứu hoàn toàn tương thích, chứng minh rằng việc kết hợp hai cấp điện áp 220kV và 500kV là giải pháp hài hòa nhất giữa độ tin cậy cung cấp điện và chi phí đầu tư hạ tầng.

Đề xuất và khuyến nghị

Nhằm hiện thực hóa hiệu quả của dự án và tối ưu hóa hoạt động lưới điện truyền tải khu vực, luận văn đưa ra 4 nhóm giải pháp cụ thể:

  • Xây dựng đồng bộ trạm sân phân phối 500/220kV Nhơn Trạch: Áp dụng cấu hình sơ đồ một rưỡi (3/2) với thiết bị đóng cắt hiện đại nhằm đảm bảo độ linh hoạt vận hành, hoàn thành đóng điện trước quý IV/2023, do Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam chủ trì phối hợp cùng EVN.
  • Cải tạo và nâng cấp tiết diện đường dây 220kV liên kết: Triển khai thay dây siêu nhiệt có khả năng tải cao trên các tuyến 220kV Nhơn Trạch - Cát Lái và Nhơn Trạch - Long Thành trong giai đoạn 2023-2025, do Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) thực hiện nhằm hạ tỷ lệ tổn thất kỹ thuật khu vực xuống dưới 3,5%.
  • Trang bị hệ thống tự động điều khiển kích từ và ổn định hệ thống: Lắp đặt hệ thống kích từ tác động nhanh dưới 0,1 giây và thiết bị dập dao động công suất (PSS) cho cả hai tổ máy 750 MW theo quy định tại Thông tư 25/2016/TT-BCT, đảm bảo dải điều chỉnh tần số 47,5 Hz đến 52 Hz trước thời điểm vận hành thương mại COD 2023-2024.
  • Tích hợp hệ thống SCADA/EMS và kiểm toán năng lượng định kỳ: Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia triển khai giải pháp giám sát trực tuyến trào lưu công suất và tự động điều khiển phát công suất tác dụng/phản kháng (AGC), hướng tới mục tiêu tối ưu hóa chi phí vận hành hàng năm (Z) trong suốt 20 năm vòng đời nhà máy.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Công trình nghiên cứu mang giá trị học thuật và ứng dụng chuyên sâu, phù hợp với 4 nhóm đối tượng chính:

  • Kỹ sư quy hoạch và thiết kế hệ thống điện: Sử dụng làm tài liệu tham khảo chuẩn mực để xây dựng mô hình trào lưu công suất, tính toán dòng ngắn mạch và phân tích ổn định tĩnh theo tiêu chuẩn N-1 cho các dự án nguồn điện quy mô trên 500 MW.
  • Chủ đầu tư và nhà quản lý dự án năng lượng: Vận dụng khung phân tích tài chính động, phương pháp đánh giá hàm chi phí quy đổi và giá trị hiện tại ròng (NPV) để lựa chọn phương án đầu tư hạ tầng đấu nối tối ưu kinh tế.
  • Cơ quan quản lý nhà nước và đơn vị điều độ (EVN, A0, Cục Điều tiết Điện lực): Khai thác số liệu cân bằng nguồn - phụ tải thực tế để xây dựng phương thức vận hành an toàn cho hệ thống lưới điện truyền tải 220/500kV khu vực phía Nam.
  • Giảng viên, nghiên cứu sinh và học viên cao học chuyên ngành Hệ thống điện: Tiếp cận phương pháp luận nghiên cứu đa tiêu chí kết hợp giữa kỹ thuật vận hành và quản lý kinh tế công nghệ trong các chương trình đào tạo sau đại học.

Câu hỏi thường gặp

Tiêu chí N-1 đóng vai trò gì trong việc lựa chọn phương án đấu nối lưới điện? Tiêu chí N-1 theo Thông tư 25/2016/TT-BCT đảm bảo lưới điện vận hành an toàn liên tục khi có sự cố đơn lẻ trên một đường dây hoặc một máy biến áp. Trong nghiên cứu, việc kiểm tra N-1 giúp kiểm soát mức mang tải của đường dây 500kV Phú Mỹ - Nhà Bè ở mức 60,9% đến 68,7%, ngăn chặn nguy cơ quá tải lan truyền và rã lưới diện rộng.

Tại sao Nhà máy điện Nhơn Trạch 3&4 lại lựa chọn đấu nối phân chia ở hai cấp điện áp 220kV và 500kV? Đấu nối tổ máy Nhơn Trạch 3 (750 MW) vào cấp 220kV giúp cấp điện trực tiếp cho các trung tâm phụ tải công nghiệp lân cận tại Đồng Nai và Thành phố Hồ Chí Minh. Trong khi đó, tổ máy Nhơn Trạch 4 (750 MW) đấu nối vào cấp 500kV giúp truyền tải công suất lên trục xương sống quốc gia, tránh gây quá tải cục bộ cho lưới 220kV khu vực.

Phương pháp hàm chi phí tính toán Z và chỉ số NPV đem lại ưu thế gì khi đánh giá kinh tế? Hàm chi phí Z cho phép xác định tổng chi phí vận hành và khấu hao hàng năm, trong khi chỉ số NPV chiết khấu toàn bộ dòng tiền thu chi trong 20 năm về năm gốc 2023. Sự kết hợp này giúp chủ đầu tư xác định chính xác phương án có tổng chi phí vòng đời thấp nhất và suất thu lợi vượt mức MARR quy định.

Nghiên cứu giải quyết bài toán thiếu hụt nguồn điện tại vùng kinh tế trọng điểm phía Nam như thế nào? Số liệu cân bằng cho thấy năm 2020 khu vực thiếu hụt 4.756 MW nguồn tại chỗ. Việc đưa 1.500 MW từ Nhà máy Nhơn Trạch 3&4 vào vận hành với thời gian khai thác 6.000 giờ/năm giúp bù đắp ngay khoảng 31,5% lượng công suất thiếu hụt, giảm thiểu sự phụ thuộc vào đường truyền tải 500kV Bắc - Nam.

Cấu hình tua-bin khí chu trình hỗn hợp 1-1-1 có đặc tính kỹ thuật gì nổi bật? Cấu hình 1-1-1 gồm 1 tua-bin khí, 1 máy phát và 1 lò thu hồi nhiệt đạt hiệu suất nhiệt cao trên 58%, tỷ lệ điện tự dùng thấp khoảng 2,5%. Thiết kế này cho phép máy phát vận hành ổn định trong dải hệ số công suất từ 0,85 đến 0,90, đáp ứng linh hoạt yêu cầu điều tần sơ cấp của hệ thống điện quốc gia.

Kết luận

  • Nghiên cứu đã xây dựng thành công quy trình phân tích kinh tế - kỹ thuật toàn diện phục vụ bài toán đấu nối nguồn điện lớn vào hệ thống truyền tải khu vực.
  • Làm rõ thực trạng thâm hụt nguồn điện tại chỗ hơn 4.756 MW tại khu vực kinh tế trọng điểm phía Nam giai đoạn 2020-2025.
  • Chứng minh phương án đấu nối phân cấp 220kV cho Nhơn Trạch 3 và 500kV cho Nhơn Trạch 4 là tối ưu toàn diện về mặt kỹ thuật N-1 và chỉ số tài chính NPV.
  • Giúp giảm tổn thất công suất truyền tải từ 12,4% đến 16,8% và giữ mức mang tải các máy biến áp 500/220kV luôn dưới ngưỡng an toàn 75%.
  • Đóng góp cơ sở khoa học quan trọng cho Viện Năng lượng và Tập đoàn Điện lực Việt Nam trong việc thẩm định và triển khai các dự án thuộc Quy hoạch điện VIII.

Lộ trình tiếp theo đặt ra yêu cầu hoàn tất nghiệm thu kỹ thuật trạm 500/220kV trong năm 2023, tiến tới hòa lưới thương mại Nhơn Trạch 3 vào năm 2023 và Nhơn Trạch 4 vào năm 2024. Kính mời các nhà nghiên cứu, kỹ sư và chuyên gia quan tâm tải toàn văn công trình để ứng dụng vào các bài toán tối ưu hóa lưới điện thực tế.