Tổng quan luận án

Luận án tiến sĩ "Tối ưu hóa chế độ vận hành các nhà máy thủy điện trong Hệ thống điện Việt Nam" do nghiên cứu sinh Ngô Văn Dũng thực hiện tại Trường Đại học Xây dựng và Viện Khoa học Năng lượng (thuộc Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ Việt Nam), dưới sự hướng dẫn của PGS. Vũ Hữu Hải và TS. NCVCC Ngô Tuấn Kiệt. Công trình thuộc chuyên ngành Xây dựng Công trình thủy, mã số 62 58 02 02, bảo vệ năm 2018.

Tính cấp thiết của đề tài xuất phát từ sự biến đổi cơ cấu nguồn điện và lưới điện tại Việt Nam. Tính đến năm 2017, toàn quốc đã đưa vào vận hành 473 dự án thủy điện với tổng công suất 21.229,3 MW, khai thác gần 82% tiềm năng kỹ thuật. Theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011–2020 có xét đến năm 2030 hiệu chỉnh (Quy hoạch điện VII hiệu chỉnh), tỷ trọng công suất thủy điện giảm từ 38% năm 2015 xuống 30,1% năm 2020, 21,1% năm 2025 và 16,9% vào năm 2030, trong khi tỷ trọng nhiệt điện than tăng nhanh. Vai trò của thủy điện chuyển dần từ nguồn cung cấp công suất đáy và lưng sang vai trò phủ đỉnh đồ thị phụ tải và điều tần. Khoảng trống nghiên cứu được chỉ ra là: các phần mềm thương mại nhập khẩu (như WASP III, Balmorel) hoặc các mô hình trước đây tại Việt Nam thường giả định hệ thống điện là một điểm nút hoặc mô hình 2–3 nút đơn giản hóa, không tính toán đầy đủ chi phí và tổn thất truyền tải trên đường dây liên kết giữa các trung tâm phụ tải cách xa nhau, đồng thời hoạt động như một "hộp đen" khó tùy biến theo các điều kiện vận hành đặc thù của Việt Nam.

Mục đích và nhiệm vụ nghiên cứu của luận án gồm 3 nội dung chính:

  1. Nghiên cứu lý thuyết và thực tiễn về đặc tính các nguồn phát điện và đường dây truyền tải, xác định những yếu tố ảnh hưởng đến vận hành tối ưu các nhà máy thủy điện trong hệ thống điện Việt Nam.
  2. Xây dựng mô hình toán mô phỏng hệ thống điện Việt Nam với các đặc tính riêng của nguồn điện (nhiệt điện, thủy điện...) và đường dây truyền tải theo thực trạng và quy hoạch phát triển, làm cơ sở thiết lập chương trình tính toán xác định chế độ vận hành tối ưu các nhà máy thủy điện.
  3. Áp dụng chương trình để tính toán xác định chế độ vận hành tối ưu các nhà máy thủy điện (huy động tối ưu công suất và điện năng) đáp ứng nhu cầu phụ tải toàn quốc hoặc các vùng của hệ thống điện Việt Nam.

Đối tượng nghiên cứu là bài toán vận hành các nhà máy thủy điện trong hệ thống điện Việt Nam với đầy đủ các đặc trưng hiện hữu và kịch bản phát triển tương lai theo Quy hoạch điện VII hiệu chỉnh. Thủy điện tích năng chưa được tính toán cụ thể do chưa có kế hoạch xây dựng và chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật tại thời điểm nghiên cứu.

Phạm vi nghiên cứu xác định hàm mục tiêu là tối thiểu hóa tổng chi phí sản xuất và cung cấp điện năng của hệ thống điện. Các nhà máy thủy điện hiện hữu lấy theo quy trình vận hành đã phê duyệt; các nhà máy đang và sẽ xây dựng lấy theo dữ liệu quy hoạch (quy mô, dung tích hồ chứa, loại tua bin, công suất lắp máy, công suất khả dụng theo các tần suất nước $P = 50%$, $P = 75%$ và $P = 90%$). Bài toán chỉ xét trạng thái vận hành xác lập ổn định, không xét các chế độ chuyển tiếp hay sự cố rã lưới.

Tổng quan tài liệu và vị trí của luận án

Luận án điểm lại các hướng nghiên cứu về mô hình hóa và tối ưu hóa hệ thống điện trên thế giới và ở Việt Nam:

Về các mô hình quốc tế, tác giả tổng hợp các công cụ tối ưu hóa và mô phỏng cân bằng năng lượng được phát triển từ cuối thập niên 1950 (Liên Xô cũ với các công trình của Kuznecop) cho đến các phần mềm thông dụng:

  • WASP III: Sử dụng quy hoạch động, mô hình hóa hệ thống điện thành 1 điểm nút, bỏ qua đường dây truyền tải, phù hợp với các quốc gia có mật độ phụ tải phân bố đều.
  • Các mô hình cân bằng và tối ưu hóa khác: EFOM-ENV, ENPEP-Balance, LEAP, MARKAL, MESAP, MESSAGE, RETScreen, STRATEGIST-EVN, DPAT II, LP-ESPS, CORRECTIVE.
  • Balmorel: Phần mềm của EA Energy Analysis (Đan Mạch), được tiếp cận tại Việt Nam từ năm 2015 nhằm xây dựng kịch bản phát triển năng lượng theo chi phí thấp nhất trong trung và dài hạn.

Về các nghiên cứu tại Việt Nam:

  • Nguyễn Thượng Bằng (2016): Giải bài toán tối đa hóa điện năng mùa cạn của nhà máy thủy điện bậc thang theo phương pháp tối ưu đa mục tiêu.
  • Nhóm tác giả Hà Văn Khối, Hồ Ngọc Dung (Đại học Thủy lợi): Nghiên cứu điều tiết phát điện, cấp nước và tối ưu vận hành hồ chứa bậc thang trong hệ thống điện.
  • Lê Hồng Sơn (2017): Phương pháp kết hợp mô hình mô phỏng, tối ưu và trí tuệ nhân tạo để giải quyết bài toán vận hành hệ thống hồ chứa đa mục tiêu.
  • Ngô Đức Cường (2002 - Đại học Bách khoa Hà Nội): Ứng dụng quy hoạch tuyến tính nguyên thực hỗn hợp để phân phối tối ưu công suất, có xét giới hạn truyền tải nhưng chưa xét triệt để chi phí truyền tải giữa các vùng.
  • Trần Vĩnh Tịnh (2002 - Đại học Bách khoa Hà Nội): Nghiên cứu tối ưu hóa quản lý vận hành kinh tế hệ thống điện ở phạm vi cục bộ cấp quận, huyện, thành phố.
  • Nhóm nghiên cứu của GS.TSKH Nguyễn Hữu Mai (Viện Khoa học Năng lượng, 1993–1995): Xây dựng mô hình 3 nút (miền Bắc: trạm 500 kV Hòa Bình; miền Trung: trạm 500 kV Đà Nẵng - Kon Tum; miền Nam: trạm 500 kV Phú Lâm) với cự ly truyền tải nút 1 - nút 2 là 640 km, nút 2 - nút 3 là 557 km, nút 1 - nút 3 là 1.197 km bằng quy hoạch tuyến tính, áp dụng cho các nguồn lớn nối lưới 500 kV và 220 kV.
  • Viện Khoa học Năng lượng (2005–2008): Hoàn thiện mô hình tối ưu phát triển hệ thống điện 3 nút trên môi trường Windows, xét giới hạn tải của đường liên kết 500 kV và 220 kV.

Khoảng trống luận án lựa chọn giải quyết: Xây dựng mô hình toán và phần mềm tính toán tự động không bị giới hạn số nút (mở rộng từ 3 nút lên 5 nút và 8 nút), mô phỏng đầy đủ đặc tính chi phí sản xuất phi tuyến của các loại nguồn phát, tự động tính toán chi phí và tổn thất truyền tải tương đương giữa các vùng, đồng thời tích hợp tính toán phát thải khí $CO_2$ tương đương của toàn hệ thống.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Luận án sử dụng phương pháp thống kê để xử lý cơ sở dữ liệu hiện trạng, quy hoạch và phương pháp mô hình hóa toán học kết hợp quy hoạch tuyến tính (Linear Programming - LP) để giải bài toán tối ưu cỡ lớn.

Khung phân tích toán học dựa trên việc biến đổi biểu đồ phụ tải ngày đêm 24 giờ thành "đồ thị phụ tải triển khai" dạng bậc thang giảm dần (tối đa 24 bậc). Biến số tối ưu là số gia công suất $\Delta P$ tại từng bậc phụ tải. Đối với hệ thống $N$ nút, một nhà máy tại nút $i$ được phân rã thành $N$ thành phần công suất gia tăng: 1 thành phần cung cấp tại chỗ cho nút $i$ và $N-1$ thành phần truyền tải liên vùng tới các nút còn lại.

Hàm mục tiêu tổng quát của bài toán là tối thiểu hóa tổng chi phí sản xuất và truyền tải điện năng trong hệ thống ($Z_{min}$):

$$Z_{min} = \sum_{i=1}^N \sum_{m=1}^M \sum_{k=1}^K (1 + \alpha_{mi}) C_{imk}^{ii} \Delta P_{imk}^{ii} \tau_{mk} + \sum_{j=1, j \neq i}^N \sum_{l=1}^L \sum_{k=1}^K (1 + \alpha_{lj})(1 + \gamma_{ji}) C_{jlk}^{ji} \Delta P_{jlk}^{ji} \tau_{lk} \to \min$$

Trong đó:

  • $N$: Số nút của hệ thống; $M, L$: Số nhà máy điện tại nút $i, j$;
  • $K$: Số bậc phụ tải ($k = 1 \dots 24$);
  • $\alpha_{mi}, \alpha_{lj}$: Tỷ lệ điện tự dùng của nhà máy $m$ tại nút $i$ và nhà máy $l$ tại nút $j$;
  • $\gamma_{ji}$: Tỷ lệ tổn thất điện năng khi truyền tải từ nút $j$ đến nút $i$;
  • $C_{imk}^{ii}, C_{jlk}^{ji}$: Suất chi phí tính toán của nhà máy phát nội vùng và liên vùng (bao gồm suất chi phí đầu tư $C_{đt}$, chi phí nhiên liệu $C_{nl}$, chi phí vận hành bảo dưỡng $C_{OM}$ và chi phí truyền tải $C_{đd}$);
  • $\Delta P_{imk}^{ii}, \Delta P_{jlk}^{ji}$: Số gia công suất của nhà máy tại bậc phụ tải $k$;
  • $\tau_{mk}, \tau_{lk}$: Thời gian vận hành tại bậc công suất $k$.

Hệ thống ràng buộc của bài toán gồm 6 nhóm:

  1. Ràng buộc cân bằng công suất và điện năng tại từng nút: Tổng công suất/điện năng từ nguồn nội tại và nguồn nhận từ các nút khác trừ đi phần truyền tải đi phải lớn hơn hoặc bằng nhu cầu phụ tải và công suất/điện năng dự trữ của nút đó ($P_i^{nc} + P_i^{dt}$, $E_i^{nc} + E_i^{dt}$).
  2. Ràng buộc giới hạn công suất khả dụng ($P_{kd}$) và công suất tự dùng ($P_{td}$) của từng nhà máy trên tất cả các bậc phụ tải: $$\sum_{k=1}^K \sum_{j=1}^N P_{kij} \le P_{mi}^{kd} + P_{mi}^{td}$$
  3. Ràng buộc giới hạn điện năng phát trung bình ngày ($E_{ng}$) của từng nhà máy: $$\sum_{k=1}^K \sum_{j=1}^N P_{kij} \tau_{mk} \le E_{mi}^{ng} + E_{mi}^{td}$$
  4. Ràng buộc giới hạn khả năng truyền tải của các đoạn đường dây liên kết giữa các nút ($P_{ij}^{dd}$): $$\sum_{m=1}^M \sum_{k=1}^K P_{mkij}^m \le P_{ij}^{dd}$$
  5. Ràng buộc liên thông đường dây: Đảm bảo dòng công suất từ nhà máy truyền tải liên tục qua các nút trung gian, công suất vào một nút luôn lớn hơn hoặc bằng công suất ra khỏi nút đó theo từng bậc phụ tải.
  6. Ràng buộc hạn chế độ linh hoạt phát công suất $P_{max}, P_{min}$ của các tổ máy nhiệt điện than qua hệ số giới hạn $\beta$ (thường chọn $\beta = 0,3 \dots 0,5$): $$\sum_{i=1}^K P_i \le \beta \cdot P_m \cdot m$$
  7. Ràng buộc phát thải môi trường: Tổng lượng phát thải khí nhà kính ($CO_2$ tương đương) từ tất cả các nhà máy không vượt quá ngưỡng giới hạn định sẵn $A_t$, tính theo hệ số phát thải $b_{mi}$ (tấn $CO_2$/MWh).

Nguồn dữ liệu đầu vào phục vụ mô hình bao gồm: Danh mục và thông số các nhà máy thủy điện, nhiệt điện theo Quy hoạch điện VII hiệu chỉnh; đặc tính thủy văn lưu lượng về hồ ứng với tần suất nước $P = 50%, 75%, 90%$; quy chuẩn vận hành liên hồ chứa của 11 lưu vực sông; thông số kỹ thuật và trở kháng đường dây truyền tải 500 kV, 220 kV và 110 kV.

Nội dung chính theo từng chương

Chương 1: Tổng quan về vận hành các nhà máy thủy điện trong hệ thống điện Việt Nam

Chương 1 phân tích vai trò của thủy điện trên phạm vi thế giới và Việt Nam. Theo số liệu IEA năm 2014, sản lượng thủy điện toàn cầu đạt 3.894 tỷ kWh (chiếm 16,35% tổng điện năng). Tại Việt Nam, tiềm năng kỹ thuật đạt khoảng 35.000 MW (tương ứng 100 tỷ kWh/năm), phân bố 60% ở miền Bắc, 27% ở miền Trung và 13% ở miền Nam trên 2.360 con sông có chiều dài trên 10 km.

Bảng dưới đây tổng hợp kế hoạch xây dựng bổ sung nguồn thủy điện giai đoạn 2016–2030 theo Quy hoạch điện VII hiệu chỉnh được tác giả trích dẫn:

Năm Thủy điện (MW) Thủy điện tích năng (MW) Tổng công suất (MW) Tổng số dự án
2016 2.195 0 2.195 24
2017 426 0 426 13
2018 516 0 516 19
2019 471 0 471 16
2020 544 0 544 14
2021 490 0 490 16
2022 360 0 360 17
2023 105 600 705 11
2024 0 0 0 7
2025 200 600 800 9
2026 72 0 72 8
2027 0 0 0 5
2028 0 300 300 8
2029 0 300 300 9
2030 180 600 780 8
Tổng cộng 5.559 2.400 7.959 184

Chương này cũng phân tích 5 tồn tại chính trong vận hành liên hồ chứa:

  1. Quy định duy trì dung tích phòng lũ liên tục suốt 2,5 tháng mùa lũ làm giảm sản lượng điện phát; yêu cầu hạ mực nước đón lũ trong 24–48 giờ khi có tin áp thấp/bão gặp khó khăn trong thực tế.
  2. Quy định cấp nước hạ du liên tục 24/24 giờ hoặc vào giờ thấp điểm tại các hồ Sê San 4A, Srepok 4, Sông Ba Hạ làm giảm tính linh hoạt và công suất dự phòng đỉnh.
  3. Điều tiết theo thời đoạn cứng 10 ngày làm giảm khả năng hỗ trợ công suất tức thời giữa các vùng.
  4. Mực nước hồ bị hạ thấp kéo dài dẫn đến suy giảm cột nước phát điện và cạn kiệt nguồn nước vào cuối mùa khô.
  5. Sai số trong dự báo khí tượng thủy văn dẫn đến việc lập phương thức vận hành năm, tháng, tuần của cơ quan điều độ chưa đạt trạng thái tối ưu chi phí.

Về mặt kỹ thuật, tác giả chỉ ra sự khác biệt về độ linh hoạt: nhiệt điện than mất 5–8 giờ để khởi động từ trạng thái lạnh và dải điều chỉnh công suất không quá 60%, trong khi thủy điện có khả năng khởi động hòa lưới trong 3–5 phút.

Chương 2: Nghiên cứu bài toán vận hành tối ưu các nhà máy thủy điện trong hệ thống điện

Chương 2 tập trung thiết lập cấu trúc mô hình toán học và thuật toán giải bài toán tối ưu. Hệ thống điện được mô hình hóa theo dạng đa nút. Đồ thị phụ tải thực tế 24 giờ được chuyển đổi sang đồ thị phụ tải triển khai dạng tích phân giảm dần nhằm tuyến tính hóa các quan hệ phi tuyến của chi phí vận hành.

Tác giả thiết lập hệ thống phương trình hàm mục tiêu tối thiểu hóa tổng chi phí $Z_{min}$ kèm theo các hệ số kỹ thuật: công suất lắp máy ($P_{lm}$), công suất khả dụng ($P_{kd}$), công suất phát trung bình tháng ($P_{tbt}$), công suất tối thiểu bảo đảm hạ du ($P_{min}$) và số giờ sử dụng công suất lắp máy ($T_{tđ}$). Thuật toán quy hoạch tuyến tính được lựa chọn để giải bài toán phân bổ tối ưu từng số gia công suất $\Delta P$ của từng tổ máy phát điện vào 24 bậc phụ tải của từng vùng, đảm bảo hội tụ ở cực trị toàn cục.

Chương 3: Chương trình tính toán chế độ vận hành tối ưu các nhà máy thủy điện trong hệ thống điện Việt Nam

Chương 3 trình bày việc xây dựng bộ phần mềm tính toán trên nền tảng hệ điều hành Windows, bao gồm:

  • Khối nhập và quản lý cơ sở dữ liệu (thông số nguồn điện, phụ tải 24 giờ, lưới truyền tải, thông số thủy văn theo tháng).
  • Khối chuyển đổi và lập ma trận toán học (tuyến tính hóa đồ thị phụ tải, thiết lập ma trận hàm mục tiêu và các ma trận ràng buộc).
  • Khối giải bài toán quy hoạch tuyến tính và khối xuất kết quả (biểu đồ cơ cấu huy động nguồn, bảng công suất phát từng giờ, dòng truyền tải liên vùng, chi phí vận hành và lượng phát thải $CO_2$).

Tác giả tiến hành kiểm định phần mềm thông qua mô hình hệ thống điện Việt Nam 3 nút (miền Bắc, miền Trung, miền Nam). Kết quả tính toán phân bổ công suất và điện năng các tháng điển hình (tháng 1, 4, 8, 11) giai đoạn 2017–2030 được so sánh đối chứng với các kịch bản của Quy hoạch điện VII và Quyết định số 4711/QĐ-BCT của Bộ Công Thương, cho thấy mức độ tương thích về cân bằng năng lượng và sự hợp lý trong việc huy động các nhà máy thủy điện lớn như Hòa Bình, Sơn La, Ialy, Trị An để phủ đỉnh biểu đồ phụ tải.

Chương 4: Tính toán chế độ vận hành tối ưu các nhà máy thủy điện trong hệ thống điện Việt Nam

Chương 4 mở rộng phạm vi ứng dụng của chương trình tính toán vào các cấu hình mạng lưới chi tiết hơn:

  • Mô hình 5 nút: Phân chia theo địa bàn quản lý của 5 Tổng công ty Điện lực (Tổng công ty Điện lực miền Bắc, miền Trung, miền Nam, TP. Hà Nội, TP. Hồ Chí Minh). Kết quả tính toán cho thấy sự phân bổ công suất chi tiết hơn tại 2 trung tâm phụ tải lớn là Hà Nội và TP. Hồ Chí Minh.
  • Mô hình 8 nút: Phân chia theo các lưu vực sông chính và vùng địa lý tự nhiên. Mô hình phản ánh dòng công suất truyền tải từ các cụm thủy điện bậc thang (sông Đà, sông Lô - Gâm, sông Mã, sông Vu Gia - Thu Bồn, sông Ba, sông Sê San, sông Srepok, sông Đồng Nai) về các trung tâm tiêu thụ. Kết quả phân tích khẳng định khi số nút của mô hình tăng lên, độ chính xác trong việc xác định tổn thất và chi phí truyền tải tăng lên rõ rệt.
  • Tính toán chuyên sâu cho khu vực miền Trung - Tây Nguyên: Thiết lập mô hình 3 nút nội vùng cho giai đoạn 2017–2030. Kết quả tính toán xác định tỷ lệ tham gia của các nguồn thủy điện vừa và nhỏ, nguồn nhiệt điện than và dòng trao đổi công suất qua lưới điện 220 kV, 500 kV với hai miền Bắc - Nam; đồng thời tính toán cụ thể tổng chi phí sản xuất, chi phí truyền tải và khối lượng phát thải khí nhà kính $CO_2$ theo từng phương án tần suất thủy văn $P = 50%, 75%, 90%$.

Kết quả và những đóng góp mới

Luận án tự tổng kết 3 đóng góp khoa học và thực tiễn chính:

  1. Xây dựng mô hình toán mô phỏng hệ thống điện Việt Nam để xác định chế độ vận hành tối ưu các nhà máy thủy điện. Mô hình có các ưu điểm: không bị hạn chế về số lượng nút và các loại nguồn phát; mô phỏng sát thực tế các đặc tính kỹ thuật và hàm chi phí sản xuất của các trạm phát; tự động thiết lập sơ đồ và tính toán chi phí, tổn thất truyền tải tương đương giữa các vùng.
  2. Hoàn thiện thuật toán và quy trình giải bài toán tối ưu hóa chế độ vận hành các nhà máy thủy điện bằng phương pháp quy hoạch tuyến tính theo hàm mục tiêu tối thiểu hóa chi phí cung cấp điện toàn hệ thống, đồng thời tích hợp thuật toán tính toán tổng lượng phát thải khí $CO_2$ tương đương của hệ thống điện trong từng kịch bản vận hành.
  3. Xây dựng bộ cơ sở dữ liệu đồng bộ về vị trí, quy mô công suất, chế độ vận hành phát điện, phòng lũ và cấp nước của hệ thống các nhà máy thủy điện Việt Nam. Đã thực hiện tính toán thử nghiệm thành công trên các sơ đồ 3 nút, 5 nút, 8 nút và lưới điện khu vực miền Trung - Tây Nguyên, chứng minh tính khả thi của việc tăng số nút mô hình để nâng cao độ chính xác trong điều hành hệ thống điện.

Về mặt kiến nghị, tác giả đề xuất các đơn vị quản lý vận hành cần linh hoạt hóa quy trình vận hành liên hồ chứa: phân chia thời kỳ lũ thành lũ sớm, lũ chính vụ và lũ muộn với các mực nước đón lũ khác nhau nhằm nâng cao hiệu quả phát điện mà vẫn bảo đảm an toàn công trình; đồng thời cần điều chỉnh quy định cấp nước hạ du phù hợp với đặc tính kỹ thuật của tua bin thủy điện.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

Hạn chế của luận án được xác định theo phạm vi nghiên cứu:

  • Mô hình tính toán mới áp dụng cho trạng thái vận hành xác lập ổn định của hệ thống điện, chưa xét đến các quá trình quá độ, dao động tần số - điện áp tức thời hoặc các sự cố rã lưới phức tạp.
  • Chưa tích hợp chi tiết các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của thủy điện tích năng và một số dạng năng lượng tái tạo mới (điện gió, điện mặt trời) do tại thời điểm nghiên cứu các nguồn này chưa có dữ liệu vận hành thực tế đầy đủ.

Hướng nghiên cứu tiếp theo được tác giả nêu ra bao gồm:

  • Tiếp tục nâng cấp chương trình để tăng số nút tính toán chi tiết hơn tới từng trạm biến áp và thanh cái của hệ thống điện.
  • Nghiên cứu kết nối trực tuyến phần mềm tính toán với hệ thống SCADA/EMS của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia để phục vụ tính toán điều hành thời gian thực.
  • Cập nhật các module tính toán tối ưu vận hành kết hợp giữa thủy điện truyền thống, thủy điện tích năng và các nguồn năng lượng tái tạo biến đổi.

Giá trị tham khảo

Luận án là tài liệu tham khảo cho các đối tượng sau:

  • Cơ quan quản lý và điều độ hệ thống điện (Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia A0, các điều độ miền): Tham khảo thuật toán phân bổ công suất phủ đỉnh của các nhà máy thủy điện và phương pháp tính toán dòng truyền tải liên vùng.
  • Cơ quan nghiên cứu và lập quy hoạch năng lượng (Viện Năng lượng, Viện Khoa học Năng lượng, Bộ Công Thương): Sử dụng mô hình toán đa nút và phương pháp quy hoạch tuyến tính để xây dựng kịch bản vận hành kinh tế và đánh giá phát thải khí nhà kính $CO_2$.
  • Giảng viên, học viên cao học và nghiên cứu sinh chuyên ngành Xây dựng Công trình thủy, Thủy điện, Hệ thống điện tại các trường đại học khối kỹ thuật: Tham khảo phương pháp xây dựng hàm mục tiêu, kỹ thuật chuyển đổi đồ thị phụ tải triển khai và thuật toán giải bài toán tối ưu nguồn - lưới kết hợp.

Câu hỏi thường gặp

1. Luận án giải quyết bài toán tối ưu với hàm mục tiêu gì? Luận án lựa chọn hàm mục tiêu là tối thiểu hóa tổng chi phí sản xuất và truyền tải điện năng của toàn hệ thống điện ($Z_{min} \to \min$), trong đó suất chi phí đơn vị ($C_i$) bao gồm 4 thành phần: chi phí vốn đầu tư ($C_{đt}$), chi phí nhiên liệu ($C_{nl}$), chi phí vận hành bảo dưỡng ($C_{OM}$) và chi phí truyền tải trên đường dây ($C_{đd}$).

2. Phương pháp toán học nào được sử dụng để giải bài toán tối ưu trong luận án? Luận án sử dụng phương pháp quy hoạch tuyến tính (Linear Programming - LP) kết hợp với kỹ thuật tuyến tính hóa từng phần biểu đồ phụ tải ngày đêm thành đồ thị phụ tải triển khai 24 bậc thang giảm dần, lấy số gia công suất $\Delta P$ làm biến số tính toán.

3. Mô hình tính toán của luận án đã được thử nghiệm trên những cấu hình mạng lưới nào? Chương trình tính toán đã được kiểm định và chạy thử nghiệm trên 4 cấu hình: mô hình 3 nút (Bắc - Trung - Nam), mô hình 5 nút (theo địa bàn 5 Tổng công ty Điện lực), mô hình 8 nút (theo các lưu vực sông chính) và mô hình 3 nút nội vùng khu vực miền Trung - Tây Nguyên.

4. Luận án tính toán chế độ thủy văn của các nhà máy thủy điện theo các mức tần suất nào? Các kịch bản dòng chảy và khả năng phát của nhà máy thủy điện được tính toán tương ứng với 3 mức tần suất nước: năm nhiều nước ($P = 50%$), năm trung bình nước ($P = 75%$) và năm ít nước ($P = 90%$).

5. Tại sao luận án không áp dụng trực tiếp các phần mềm quốc tế như WASP III hay Balmorel? Do phần mềm WASP III xem toàn bộ hệ thống điện là 1 điểm nút, không tính đến đường dây truyền tải trải dài trên 2.000 km của Việt Nam; còn các phần mềm thương mại nhập khẩu khác thường có cấu trúc dạng "hộp đen", yêu cầu bộ dữ liệu đầu vào đặc thù khó đáp ứng và không thể can thiệp hiệu chỉnh thuật toán để phản ánh đúng các quy trình liên hồ chứa và đặc tính chi phí truyền tải đa vùng tại Việt Nam.

Kết luận

Luận án tiến sĩ của tác giả Ngô Văn Dũng đã hoàn thành việc xây dựng cơ sở phương pháp luận và phần mềm tính toán tối ưu hóa chế độ vận hành các nhà máy thủy điện trong hệ thống điện Việt Nam theo mô hình đa nút. Bằng việc ứng dụng thuật toán quy hoạch tuyến tính trên đồ thị phụ tải triển khai, công trình đã giải quyết bài toán cân bằng công suất, điện năng, tối thiểu hóa chi phí phát và truyền tải điện, đồng thời kiểm soát mức phát thải $CO_2$. Các kết quả tính toán thử nghiệm trên mô hình 3 nút, 5 nút và 8 nút cho thấy tính ứng dụng trong công tác điều hành hệ thống điện và quy hoạch phát triển nguồn năng lượng tại Việt Nam.