Đánh giá ảnh hưởng của thủy điện tích năng đến chi phí sản xuất điện năng của hệ thống điện việt nam

Mục tiêu nghiên cứu

Trong luận văn này, mục tiêu đặt ra là mô phỏng hệ thống điện Quốc gia với các thông sốđầu vào bao gồm

+ Dự báo nhu cầu phụ tải điện;

+ Kế hoạch đóng điện các nguồn điện;

+ Kế hoạch đóng điện các công trình lưới điện;

Nguy ễn Hoàng Long - CB180105 8

+ Dự kiến thủy văn có xét đến các ràng buộc về yêu cầu cấp nước và các yêu cầu khác có liên quan;

+ Kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa lưới điện và nhà máy điện;

+ Kế hoạch xuất nhập khẩu;

+ Các thông số, ràng buộc nhiên liệu sơ cấp cho các nhà máy nhiệt điện;

+ Giá điện của các tổmáy phát điện;

+ Các thông số kinh tế - kỹ thuật của nhà máy nhiệt

Mô phỏng nguồn thủy điện tích năng với các kịch bản tính toán khác nhau giúp đánh giá ảnh hưởng của nguồn này đến chi phí biên của hệ thống điện Để thực hiện nghiên cứu này, cần tiến hành các công việc cụ thể nhằm thu thập và phân tích dữ liệu.

+ Tìm hiểu, thống kê thực trạng nguồn, lưới điện và các ràng buộc, yêu cầu vận hành của hệ thống điện Việt Nam;

+ Tìm hiểu các đặc tính kỹ thuật của nhà máy thủy điện tích năng bao gồm tổ máy phát điện, hồ chứa, các ràng buộc trong vận hành…

+ Nghiên cứu và sử dụng phần mềm Plexos để mô phỏng toàn bộ hệ thống điện

Việt Nam với các ràng buộc, yêu cầu trong vận hành thực tế;

+ Chuẩn bị và xây dựng bộ số liệu đầu vào cho việc tính toán với các kịch bản giá điện khác nhau của nhà máy thủy điện tích năng;

+ Tính toán với phần mềm, kiểm tra và nhận định kết quả tính toán.

Cấu trúc luận văn

Cấu trúc của luận văn bao gồm các chương sau:

+ Chương II: Tổng quan hệ thống điện Việt Nam

+ Chương III: Mô hình mô phỏng hệ thống điện Việt Nam bao gồm nguồn thủy điện tích năng.

+ Chương IV: Tổng quan phần mềm Plexos

+ Chương V: Tính toán đánh giá ảnh hưởng của nguồn thủy điện tích năng tới chi phí biên của HTĐ bằng phần mềm Plexos

Ph ụ t ải HTĐ Việ t Nam

Sản lượng và công suất đỉnh của phụ tải HTĐ Việt Nam qua các năm quá khứ

Phụ tải điện là chỉ số quan trọng thể hiện nhu cầu sử dụng điện trong các công tác tính toán và lập phương thức vận hành Để xác định nhu cầu sử dụng điện và công suất đỉnh, cần áp dụng nhiều phương pháp dự báo như ngoại suy, hồi quy tuyến tính, hệ số đàn hồi, mạng neuron nhân tạo và tương quan xu thế Tuy nhiên, tất cả các phương pháp này đều phải dựa vào dữ liệu quá khứ Biểu đồ dưới đây minh họa nhu cầu sử dụng và tăng trưởng điện của hệ thống điện Việt Nam trong giai đoạn 2009-2019.

Hình 2-1: Nhu cầu sử dụng và tăng trưởng điện HTĐ Việt Nam từ 2009-2020

Trong giai đoạn 2009-2019, nhu cầu điện bình quân của Việt Nam đã tăng trưởng khoảng 10% mỗi năm Tuy nhiên, vào năm 2020, do ảnh hưởng của dịch bệnh, nhu cầu tăng trưởng điện chỉ đạt 2,4%.

Nguy ễn Hoàng Long - CB180105 11 tổng sản lượng, phụ tải đỉnh cũng phần nào phản ảnh độ lớn và mức độ tiêu thụ điện của toàn hệ thống

Hình 2-2: Biểu đồ công suất đỉnh qua các năm (2009 - 2020)

Biểu đồ cho thấy sự tăng trưởng phụ tải đỉnh của Quốc gia và ba miền trong các năm qua Từ 2009 đến 2019, công suất đỉnh của hệ thống điện Việt Nam tăng trưởng bình quân khoảng 10,6% Sự tăng trưởng này diễn ra liên tục với mức từ 10 đến 12% mỗi năm, đòi hỏi hệ thống điện Việt Nam phải bổ sung thêm công suất hàng năm.

Để đáp ứng sự phát triển của hệ thống điện, cần bổ sung khoảng 3500 ~ 4000MW nguồn mới, điều này đặt ra áp lực lớn lên công tác đầu tư xây dựng các nhà máy điện và mở rộng hệ thống lưới điện Theo Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia, công suất đỉnh của hệ thống điện Việt Nam vào năm 2020 đạt 38617 MW.

Cơ cấu thành phần phụ tải

Các thành phần phụ tải trong hệ thống điện Việt Nam có những tính chất và đặc điểm sử dụng điện khác nhau Những thành phần này đóng vai trò quan trọng trong việc phân phối và tiêu thụ điện năng.

Phụ tải công nghiệp và xây dựng bao gồm các thiết bị sử dụng điện phục vụ cho sản xuất, như máy móc trong nhà xưởng, khu công nghiệp, khu chế xuất và các công trình xây dựng Những phụ tải này đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo hiệu suất và năng suất của ngành công nghiệp.

Nguyễn Hoàng Long - CB180105 12 có đặc điểm nổi bật là tập trung vào các cụm công nghiệp và khu chế xuất, với mức tiêu thụ điện năng lớn và nhu cầu sử dụng điện ổn định quanh năm Một số khu công nghiệp yêu cầu chất lượng điện năng cao, đặc biệt là các nhà máy sản xuất linh kiện điện tử và thiết bị chính xác.

Phụ tải sinh hoạt bao gồm các phụ tải dân sinh và hộ gia đình, có đặc điểm phụ thuộc lớn vào thói quen sinh hoạt của con người Phụ tải này thường tiêu thụ điện nhiều vào ban ngày và ít vào ban đêm, đồng thời giảm trong các ngày cuối tuần và dịp lễ, Tết Ngoài ra, phụ tải sinh hoạt còn chịu ảnh hưởng đáng kể từ sự thay đổi của các điều kiện thời tiết.

Phụ tải thương mại và dịch vụ bao gồm các hệ thống tiêu thụ điện cho mục đích kinh doanh như siêu thị, nhà hàng, khu vui chơi, nhà nghỉ và khách sạn Những phụ tải này thường có nhu cầu điện năng cao vào các dịp cuối tuần và ngày lễ, đặc biệt tập trung tại các thành phố và đô thị lớn.

Phụ tải nông, lâm, ngư nghiệp bao gồm các thiết bị điện phục vụ cho sản xuất trong lĩnh vực nông nghiệp, lâm nghiệp và ngư nghiệp, như máy xay xát, hệ thống chiếu sáng và bơm nước cho đồng ruộng, cũng như các máy móc chuyên dụng như máy xay đá và máy lạnh bảo quản sản phẩm Thành phần phụ tải này thường là động cơ có công suất nhỏ, với nhu cầu sử dụng điện không ổn định trong năm, phân bố rải rác và chủ yếu hoạt động trong các khoảng thời gian mùa vụ.

Các thành phần khác bao gồm phụ tải điện phục vụ cho các mục đích công cộng như chiếu sáng các công trình công cộng và giao thông, cùng với các cột thu phát sóng vô tuyến, sóng điện thoại và các mục đích khác.

Trong hệ thống điện Việt Nam, phụ tải công nghiệp và xây dựng chiếm 54% tổng nhu cầu sử dụng điện, trong khi phụ tải sinh hoạt chiếm 32% Phụ tải sinh hoạt, với tỷ lệ 1/3 tổng nhu cầu, có ảnh hưởng lớn đến đặc tính và dáng điệu của phụ tải trong từng thời điểm trong ngày và năm Các thành phần sử dụng điện còn lại có tỷ trọng nhỏ và ít ảnh hưởng đến phân bổ nguồn cung của hệ thống điện quốc gia.

Nguy ễn Hoàng Long - CB180105 13 điện Việt Nam như sau:

Hình 2-3: Cơ cấu các thành phần phụ tải hệ thống điện Việt Nam

Các loại hình nguồn của HTĐ Việt Nam

Th ủy điệ n

Việt Nam sở hữu địa hình tự nhiên đa dạng với 75% diện tích là đồi núi và nhiều sông lớn như sông Đà, Đồng Nai, Sesan, Srepok, tạo điều kiện thuận lợi cho phát triển thủy điện Hiện tại, tổng công suất các nhà máy thủy điện đạt 20.859 MW, chiếm 33,5% tổng công suất của hệ thống điện quốc gia, đóng góp quan trọng vào nguồn cung điện năng.

Bảng 2.2: Công suất thủy điện hệ thống điện Việt Nam

Miền Công suất đặt Tỷ trọng

Tại miền Bắc, do địa hình được phân chia thành 2 phần rõ rệt là Tây Bắc và Đông

Khu vực Tây Bắc Việt Nam là vùng đồi núi cao và là nguồn gốc của nhiều nhánh sông lớn như sông Đà, sông Gâm và sông Chảy Tại đây, hầu hết các nhà máy thủy điện phía Bắc tập trung, đặc biệt là trên lưu vực sông Đà với lưu lượng nước lớn và độ dốc cao Điều này giúp các nhà máy điện ở khu vực này có công suất lớn, cung cấp một lượng điện đáng kể cho hệ thống hàng năm.

Khu vực Thanh Hóa – Nghệ An, giáp Lào, có địa hình đồi núi và dốc, nổi bật với các con sông lớn như sông Mã, sông Chu, và sông Cả Tổng công suất của các nhà máy thủy điện tại miền này đóng góp đáng kể vào nguồn năng lượng của khu vực.

Bắc là 11645 MW, chiếm 56% tổng công suất thủy điện toàn hệ thống Ngoài ra ở miền

Khu vực miền Bắc Việt Nam có nhiều sông, suối nhỏ lý tưởng cho việc xây dựng các nhà máy thủy điện chạy theo dòng chảy (run-of-river), với tổng công suất của các nhà máy thủy điện nhỏ đạt khoảng 2187 MW.

Khu vực miền Trung Việt Nam, với địa hình dãy Trường Sơn, có các con sông dốc và ngắn, dẫn đến việc các nhà máy thủy điện ở đây thường có công suất thấp và hồ chứa nhỏ Một số sông lớn nổi bật bao gồm Sesan, Srepok, và Vu Gia – Thu Bồn Tổng công suất thủy điện của miền Trung đạt 6896 MW, trong đó thủy điện nhỏ chiếm khoảng 1363 MW.

Khu vực miền Nam Việt Nam chủ yếu là đồng bằng, với một phần nhỏ địa hình đồi núi tại Nam Trung Bộ và Tây Nguyên, bao gồm các tỉnh Lâm Đồng và Bình Phước Do đó, tổng công suất của các nhà máy thủy điện ở miền Nam khá hạn chế, chỉ khoảng 2318 MW, tập trung chủ yếu vào hệ thống sông Đồng Nai và sông Bé.

Để tận dụng tối đa tiềm năng thủy điện, Việt Nam đã phát triển hệ thống các nhà máy thủy điện theo mô hình bậc thang Các bậc thang thủy điện lớn tại Việt Nam bao gồm nhiều công trình quan trọng, góp phần vào việc sản xuất điện năng và phát triển kinh tế bền vững.

+ Sông Đà: Lai Châu – Bản Chát – Huội Quảng – Sơn La – Hòa Bình;

+ Sông Gâm: Tuyên Quang – Chiêm Hóa;

+ Sông Cả: Bản Vẽ - Khe Bố;

+ Sông Chu: Hủa Na – Cửa Đạt;

+ Sông Sesan: Thượng Kontum – Pleikrong – Ialy – Sesan 3 – Sesan 3A – Sesan

+ Sông Srepok: Buôn Tua Srah – Buôn Kuop – Srepok 3 – Srepok 4 – Srepok 4A;

+ Sông Bung: Sông Bung 2 – Sông Bung 4 – Sông Bung 4A – Sông Bung 5; + Sông Bé: Thác Mơ – Cần Đơn – Srok Phu Miêng;

+ Sông Đồng Nai: Đa Nhim – Đại Ninh – Bắc Bình – Hàm Thuận – Đa Mi – Trị

An / Đồng Nai 2 – Đồng Nai 3 – Đồng Nai 4 – Đồng Nai 5;

Các nhà máy thủy điện tại Việt Nam không chỉ có nhiệm vụ phát điện mà còn đóng vai trò quan trọng trong việc điều tiết nước để chống lũ hạ du, phục vụ nông nghiệp, tưới tiêu và giao thông đường thủy Những nhà máy này thường có công suất lớn và hồ chứa rộng, được xem là các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu Danh sách các nhà máy này bao gồm Lai Châu, Sơn La, Hòa Bình, Tuyên Quang, Ialy và Trị An.

Nhiệt điện than

Tính đến nay, tổng công suất của các nhà máy nhiệt điện than trên toàn quốc đạt 22.077 MW, chiếm 35,47% tổng công suất hệ thống Cụ thể, công suất của các nhà máy nhiệt điện than ở miền Bắc là 13.364 MW, trong khi miền Nam có 8.683 MW.

MW Khu vực miền Trung hiện tại chỉ có 1 nhà máy nhiệt điện chạy thanvới công suất 30MW (nhiệt điện Nông Sơn).

Bảng 2.3: Công suất đặt các nhà máy nhiệt điện than

Miền Công suất đặt Tỷ trọng

Do điều kiện địa chất tự nhiên mà khu vực đồng bằng Bắc Bộ (khu vực Thái Nguyên,

Hải Phòng và Quảng Ninh có nguồn tài nguyên than đá phong phú, tạo điều kiện thuận lợi cho việc xây dựng các nhà máy nhiệt điện than Vị trí gần trung tâm phụ tải như Hà Nội và Hải Phòng giúp tối ưu hóa hiệu quả cung cấp điện năng.

Khu vực Phòng, Bắc Ninh có quãng đường vận chuyển than ngắn, thuận lợi cho hoạt động của các nhà máy nhiệt điện than Nhiều nhà máy trong khu vực này, như Uông Bí, Phả Lại và Ninh Bình, đã được xây dựng từ lâu và là những nhà máy điện đầu tiên của Việt Nam.

Miền Nam đang đối mặt với nhu cầu phụ tải điện cao nhất so với miền Bắc và miền Trung, trong khi nguồn năng lượng sơ cấp lại hạn chế, chủ yếu dựa vào các nhà máy tuabin khí Để đảm bảo cung ứng điện cho miền Nam và toàn quốc, ngành điện đã thúc đẩy xây dựng các nhà máy nhiệt điện than tại khu vực này Do thiếu mỏ than tại Nam Bộ, nguồn nhiên liệu cho các nhà máy này chủ yếu được vận chuyển từ miền Bắc hoặc nhập khẩu từ Indonesia và Úc Các nhà máy nhiệt điện than mới xây dựng gần đây, như Vĩnh Tân và Duyên Hải, sử dụng công nghệ tuabin hiện đại với công suất lớn khoảng 600MW mỗi tổ máy.

Nhiệt điện khí

Cùng với việc khai thác dầu tại các mỏ ngoài khơi và khu vực lãnh hải của Việt Nam, khí đồng hành và khí tự nhiên từ các mỏ dầu đã trở thành nguồn năng lượng sơ cấp quan trọng, được sử dụng để phát điện trong những năm gần đây.

Nguyễn Hoàng Long - CB180105 18 cho biết, các nhà máy tuabin khí trong hệ thống điện Việt Nam hiện nay chủ yếu được xây dựng tại khu vực Nam Bộ, gần nguồn cung cấp khí tự nhiên từ các mỏ Cửu Long, Nam Côn Sơn và PM3/CAA Do các mỏ khí nằm rải rác và xa đất liền, khí tự nhiên được thu gom từ các giàn khoan ngoài khơi và vận chuyển vào bờ qua đường ống dẫn khí đến trạm xử lý trước khi phân phối cho các nhà máy điện Đường ống dẫn khí của mỏ Nam Côn Sơn và PM3/CAA có chiều dài từ 300 đến 370 km.

Hình 2-5: Các mỏkhí đang khai thác tại Việt Nam

Hiện nay, tổng công suất của các nhà máy điện sử dụng khí tự nhiên đạt 7422MW Tuy nhiên, do thời gian khai thác kéo dài, các mỏ khí như Nam Côn Sơn và PM3/CAA đang bước vào giai đoạn suy giảm sản lượng Để duy trì hoạt động phát điện, các nhà máy này dự kiến sẽ chuyển sang sử dụng khí hóa lỏng (LNG).

Trong tương lai, việc khai thác các mỏ khí và dầu mới tại Quảng Ngãi (Cá Voi Xanh) và Cà Mau (Lô B) sẽ dẫn đến sự phát triển của nhiều nhà máy điện sử dụng công nghệ tuabin khí hiện đại tại miền Trung và Tây Nam Bộ.

Bảng 2.4: Danh mục các nhà máy tuabin khí và nhiệt điện khí

Nhà máy Công suất đặt

(MW) Công nghệ Nguồn khí

Bà Rịa 450 Tuabin khí Cửu Long

Phú Mỹ 1 1150 Tuabin khí Nam Côn Sơn

Phú Mỹ 2.1 990 Tuabin khí Nam Côn Sơn + Cửu Long

Phú Mỹ 2.2 750 Tuabin khí Nam Côn Sơn

Phú Mỹ 3 750 Tuabin khí Nam Côn Sơn

Phú Mỹ 4 480 Tuabin khí Nam Côn Sơn + Cửu Long

Nhơn Trạch 1 480 Tuabin khí Nam Côn Sơn

Nhơn Trạch 2 750 Tuabin khí Nam Côn Sơn

Cà Mau 1 750 Tuabin khí PM3/CAA

Cà Mau 2 750 Tuabin khí PM3/CAA

Nhi ệ t điệ n d ầ u

Tổng công suất của các nhà máy sử dụng nhiên liệu dầu (DO/FO) trong hệ thống đạt 1579MW Do chi phí nhiên liệu cao hơn so với các nguồn khác, các nhà máy này thường chỉ hoạt động trong trạng thái dự phòng, được huy động khi hệ thống thiếu công suất đỉnh, như các tổ máy GT của nhà máy điện Cần Thơ và Thủ Đức do thời gian khởi động ngắn Ngoài ra, chúng cũng được sử dụng trong các trường hợp khu vực thiếu hụt năng lượng kéo dài do bảo dưỡng hoặc sửa chữa nguồn điện và mỏ khí, dẫn đến quá tải cho các máy biến áp và đường dây liên kết, như trường hợp huy động nhà máy điện Ô Môn khi khí PM3/CAA ngừng bảo dưỡng.

Năng lượ ng tái t ạ o

Việt Nam, với vị trí địa lý nằm trong khu vực nhiệt đới gần xích đạo và có đường bờ biển dài, sở hữu tiềm năng lớn để phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo.

Nguyễn Hoàng Long - CB180105 20 cho biết, với số ngày nắng cao và thời gian chiếu sáng lớn (3.4 – 3.8 kWh/m2 tại miền Bắc và 4.8 kWh/m2 tại Tây Nguyên, Nam Bộ), sản xuất điện từ năng lượng mặt trời đang thu hút nhiều nguồn đầu tư phát triển trong thời gian gần đây.

Từ năm 2019, chính sách ưu đãi mới cho giá mua điện mặt trời và điện gió đã thúc đẩy sự phát triển của năng lượng tái tạo tại Việt Nam Đến cuối năm 2020, tổng công suất các nguồn năng lượng tái tạo đạt 9715 MW, chiếm 15.61% tổng công suất hệ thống, trong đó điện mặt trời khoảng 8852 MW, điện gió 538 MW, và điện sinh khối 325 MW.

Nhập khẩu

Hệ thống điện Việt Nam không chỉ phát triển các nguồn điện trong nước mà còn kết nối với các hệ thống điện lân cận để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng Hiện tại, Việt Nam nhập khẩu điện từ Trung Quốc qua hai đường dây 220kV Lào Cai – Cổ Mãn và Hà Giang – Malutang, với tổng công suất tối đa là 800MW và sản lượng hàng năm đạt 1.5 tỷ kWh Bên cạnh đó, việc xây dựng các nhà máy thủy điện tại Lào đã giúp truyền tải công suất về hệ thống điện Việt Nam qua đường dây 220kV Thạnh Mỹ - Xekaman, hỗ trợ việc cung cấp điện từ các nhà máy Xekaman 1, Xekaman 3 và Xekaman Xayxay.

Hệ thống lưới truyền tải

Hệ thống điện lưới truyền tải là cầu nối giữa các vùng và lãnh thổ, giúp truyền tải điện năng từ nhà máy đến khu vực tiêu thụ Trước đây, do lịch sử, hệ thống điện Việt Nam tồn tại với ba khu vực độc lập, mỗi khu vực có quy định và tiêu chuẩn đấu nối khác nhau Việc xây dựng và đưa vào vận hành hệ thống điện 500kV vào năm 1994, cùng với lưới 220/110kV nội vùng, đã mang lại ý nghĩa quan trọng cho hệ thống điện Việt Nam.

Việt Nam đã thống nhất toàn bộ hệ thống điện từ Bắc vào Nam, đảm bảo việc truyền tải và phân phối điện năng đến các vùng trong cả nước, đồng thời liên kết lưới điện với các quốc gia lân cận.

Tính đến cuối năm 2020, hệ thống điện 500kV tại Việt Nam đã bao gồm 37 trạm biến áp, phân bổ trên cả ba miền: miền Bắc có 14 trạm, miền Trung có 7 trạm và miền Nam có 16 trạm, với tổng số máy biến áp khoảng 65 máy.

Bảng 2.5: Tổng sốTBA 110, 220, 500V trong HTĐ Việt Nam

Cấp điện áp Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Tổng hệ thống

Mặc dù miền Nam đang trải qua tốc độ tăng trưởng phụ tải cao, quy hoạch nguồn điện chưa đáp ứng đủ nhu cầu tại chỗ trong những năm qua Hệ thống điện 500kV đóng vai trò quan trọng trong việc truyền tải lượng lớn công suất từ miền Bắc và miền Trung vào miền Nam Hiện nay, miền Bắc và miền Trung nhận điện năng qua hai mạch đường dây 500kV là Hà Tĩnh – Đà Nẵng và Vũng Áng – Đà Nẵng.

Nguyễn Hoàng Long - CB180105 22 cho biết rằng khả năng truyền tải tối đa giữa miền Trung và miền Nam đạt 2200MW qua 4 mạch dây, bao gồm Pleiku – Di Linh, Đăk Nông – Cầu Bông và 2 mạch Pleiku 2 – Cầu Bông với tổng công suất lên đến 4300MW Do các nhà máy điện lớn chủ yếu tập trung ở miền Bắc, nên công suất truyền tải giữa các đường dây Bắc – Trung luôn gần đạt mức tối đa Các đường dây truyền tải giữa miền Trung và miền Nam như Dốc Sỏi – Pleiku và Thạnh Mỹ - Pleiku2 thường xuyên hoạt động ở mức đầy tải, đặc biệt trong mùa lũ của các nhà máy thủy điện miền Trung Sắp tới, việc đưa vào khai thác đường dây 500kV mạch 3 kết nối miền Bắc – Trung sẽ góp phần nâng cao khả năng truyền tải và giảm nguy cơ thiếu điện tại miền Nam.

Hình 2-6: Số giờ truyền tải các mức công suất trên đường dây 500kV năm 2020

MÔ HÌNH HỆ THỐNG ĐIỆN TRONG BÀI TOÁN LẬP PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH

Hàm m ụ c tiêu

Hàm mục tiêu của mô phỏng thị trường điện nhằm giảm thiểu tổng chi phí mua điện trong toàn bộ chu kỳ tính toán Tổng chi phí này được xác định thông qua một công thức cụ thể.

Chi phí tổng bao gồm chi phí phát điện từ nhiệt điện và thủy điện, chi phí cho dự phòng quay và điều tần, chi phí phạt vi phạm ràng buộc, và chi phí điều chỉnh.

Chi phí nhiệt điện là tổng chi phí mà các công ty phải trả để mua điện từ các nhà máy nhiệt điện, được xác định dựa trên bảng báo giá của các nhà máy này.

+ Chi phí thủy điện: Là tổng chi phí mua điện từ các nhà máy thuỷ điện, được tính theo bản chào của các nhà máy thuỷđiện này (đồng);

+ Chi phí cho dự phòng quay và điều tần: Là tổng chi phí cho các dịch vụ dự phòng quay và điều tần (đồng);

+ Chi phí phạt vi phạm ràng buộc: Là tổng chi phí khi vi phạm ràng buộc của các biến (đồng);

+ Chi phí điều chỉnh: Là tổng chi phí được sử dụng để cải thiện hoạt động của các biến (đồng)

Đối với bài toán dài hạn kéo dài từ một tháng trở lên, có thể tạm thời bỏ qua các chi phí dịch vụ phụ và chi phí điều chỉnh Khi đó, hàm mục tiêu của bài toán dài hạn sẽ được đơn giản hóa.

Tối thiểu hóa T ổng chi phí hệ thống = Tổng chi phí phát điện (thủy nhiệt điện) +

Tổng chi phí phạt vi phạm ràng buộc

Phương pháp tính tối ưu trong bài toán lập phương thức vận hành24

Các phương pháp tính toán được sử dụng trong Plexos để giải bài toán tối ưu bao gồm:

+ Quy hoạch tuyến tính (linear programming - LP)

+ Quy hoạch nguyên hỗn hợn (mix integer programming - MIP)

+ Quy hoạch biến ngẫu nhiên (stochastic programming - SP)

Mỗi bài toán vận hành tối ưu có thể áp dụng nhiều phương pháp khác nhau tùy thuộc vào kích thước, số lượng ràng buộc, khung thời gian và yêu cầu độ chính xác Trong quy hoạch tuyến tính, các ràng buộc kỹ thuật của tổ máy được đơn giản hóa để lập lịch huy động, ví dụ như sử dụng 2 điểm cho đặc tính heat rate thay vì đường cong phi tuyến Việc giảm số biến giúp rút ngắn thời gian tính toán nhưng có thể làm tăng sai số Phương pháp này thường được áp dụng trong lập lịch trung và dài hạn do khung thời gian tính toán dài và nhiều biến bất động Ngược lại, trong lập lịch ngắn hạn, yêu cầu độ chính xác cao hơn nên quy hoạch nguyên hỗn hợp (MIP) được sử dụng, cho phép thực hiện đầy đủ các ràng buộc kỹ thuật và xác định chính xác chi phí “marginal cost” của hệ thống Mặc dù hai phương pháp này có những ưu nhược điểm khác nhau, nguyên tắc tính toán vẫn được duy trì.

Nguyên tắc điều tiết hồ thủy điện trong lập kế hoạch vận hành bao gồm các phương án tối ưu mà phần mềm phải quyết định trong mỗi chu kỳ tính toán Số lượng phép tính của một hồ thủy điện sẽ tăng theo lũy thừa của số chu kỳ trong giai đoạn tính toán, dẫn đến khối lượng phương án cần xử lý lớn khi thời gian yêu cầu kéo dài Các phần mềm tối ưu cũng phải xem xét việc điều tiết giữa các hồ chứa khác nhau và các ràng buộc vận hành đã được khai báo Để giải quyết các bài toán phức tạp này, phương pháp Quy hoạch ngẫu nhiên (Stochastic Programming), đặc biệt là Monte Carlo, thường được áp dụng Phương pháp này cho phép tính toán và so sánh chi phí tổng của các phương án huy động khác nhau, từ đó xây dựng hai đường cong chi phí: “Đường cong chi phí tức thời” và “Đường cong chi phí tương lai”, phụ thuộc vào việc sử dụng nước trong các hồ chứa tại thời điểm tính toán và trong tương lai.

Hình 3-2: Điểm tối ưu của bài toán là điểm tối ưu của đường tổng ICF và FCF Trong đó:

Hàm chi phí tức thời của nhà máy thủy điện sẽ giảm dần khi lưu lượng chạy máy tăng, vì việc khai thác nhiều hơn từ các nhà máy thủy điện sẽ dẫn đến việc giảm sử dụng các nhà máy nhiệt điện có chi phí cao hơn.

Hàm chi phí tương lai sẽ tăng dần theo lưu lượng chạy máy của nhà máy thủy điện do lượng nước trong hồ giảm Nếu lưu lượng nước về không đổi, hệ thống sẽ phải sử dụng nhà máy nhiệt điện với chi phí cao hơn để đáp ứng nhu cầu phụ tải.

Kết quả tối ưu cho toàn bộ hệ thống được xác định khi tổng hàm chi phí tức thời và hàm chi phí tương lai đạt mức tối thiểu Trong thực tế, chi phí của một nhà máy điện hoặc toàn bộ hệ thống không chỉ phụ thuộc vào việc sử dụng nước trong các hồ thủy điện mà còn bị ảnh hưởng bởi các ràng buộc của nhà máy, bao gồm các hình phạt khi xả nước hoặc vi phạm mức nước quy định, cũng như hình phạt khi thiếu nguồn cung.

Các ràng buộc mô phỏng

Để tối ưu hóa mô phỏng thị trường điện về mặt kinh tế và kỹ thuật, cần tích hợp các ràng buộc kỹ thuật phản ánh bản chất vật lý của hệ thống điện vào chương trình mô phỏng Mỗi ràng buộc phải đi kèm với hệ số chi phí phạt vi phạm phù hợp với các kịch bản mô phỏng Khi có vi phạm ràng buộc, chương trình cần cung cấp thông tin chi tiết về mức độ vi phạm và đối tượng liên quan.

Trong mô phỏng thịtrường điện, ít nhất các ràng buộc sau đây cần phải được đưa vào các chương trình mô phỏng

Ràng buộc về hệ thống điện:

Ràng buộc cân bằng nguồn - tải đảm bảo rằng tổng công suất của nguồn phát luôn duy trì sự cân bằng với tổng công suất phụ tải, bao gồm cả tổn thất, tại mọi thời điểm trong chu kỳ tính toán.

Ràng buộc công suất nhóm tổ máy đề cập đến giới hạn công suất tối đa hoặc tối thiểu mà một nhóm tổ máy có thể phát Thông tin này bao gồm tên của các tổ máy trong nhóm, giúp xác định khả năng phát điện của hệ thống.

+ Giá trị công suất giới hạn của nhóm tổmáy tương ứng;

+ Khoảng thời gian diễn ra ràng buộc trong chu kỳ tính toán

Ràng buộc vềđặc tính kỹ thuật tổ máy:

+ Giới hạn công suất phát tối đa (MW);

+ Giới hạn công suất phát tối thiểu (MW);

+ Giới hạn vùng cấm tổ máy (MW);

+ Giới hạn khảnăng tăng tải (MW/phút);

+ Giới hạn khảnăng giảm tải (MW/phút);

+ Giới hạn số giờ ngừng máy tối thiểu (giờ);

+ Giới hạn số giờ chạy máy tối thiểu (giờ);

+ Số lần khởi động tối đa trong một khoảng thời gian nhất định;

Giới hạn tổng sản lượng phát điện của tổ máy và nhà máy được xác định trong một khoảng thời gian cụ thể, với đơn vị tính là MWh/ngày, MWh/tuần hoặc MWh/tháng Thời gian này có thể là một ngày, một tuần hoặc một tháng.

Ràng buộc về thủy năng:

Ràng buộc cân bằng nước: Xét tại một chu kỳ bất kỳ, tại một hồ thuỷđiện bất kỳ phải đảm bảo phương trình cân bằng nước như sau:

+ Vđầu + Vvề = V cuối + V chạy máy + V xả + V bốc hơi

+ Vđầu: tổng lượng nước trong hồ tại đầu chu kỳ (m3);

+ Vvề: tổng lượng nước về hồ trong chu kỳ (m3);

+ Vcuối: tổng lượng nước trong hồ tại cuối chu kỳ (m3);

+ Vxả: tổng lượng nước xả trong chu kỳ (m3);

+ Vbốc hơi: tổng lượng nước bốc hơi và các hao hụt vật lý khác (m3)

Ràng buộc mực nước cuối chu kỳ tính toán (m) Ràng buộc này có thểđưa dưới dạng thể tích hồ cuối chu kỳ tính toán (m3);

Giới hạn lượng nước tối thiểu và tối đa trong hồ được xác định theo từng thời điểm tính toán (m3) Ràng buộc này có thể được thể hiện thông qua mức nước tối thiểu của hồ.

Nguy ễn Hoàng Long - CB180105 29 tối đa trong hồ tại từng thời điểm tính toán (m);

+ Giới hạn lượng nước xả xuống hạlưu qua cửa xả tối thiểu, tối đa tại từng thời điểm tính toán (m3/s);

+ Giới hạn tổng lượng nước xả xuống hạlưu (qua cửa xả và qua tuabin) tối thiểu, tối đa tại từng thời điểm tính toán (m3/s);

+ Giới hạn mực nước hạlưu tối thiểu, tối đa từng thời điểm tính toán (m)

Ràng buộc về hệ thống cung cấp nhiên liệu: Đối với mỗi hệ thống cung cấp nhiên liệu phải mô tảđược các ràng buộc sau:

Hệ thống cung cấp nhiên liệu có giới hạn cung cấp nhiên liệu cho toàn bộ hệ thống và từng nhà máy cụ thể tại các thời điểm tính toán, được đo bằng BTU/giờ hoặc các đơn vị tương đương.

Giới hạn cung cấp nhiên liệu cho toàn bộ hệ thống và từng nhà máy trong hệ thống được xác định theo chu kỳ thời gian cụ thể, với đơn vị đo lường là BTU/giờ hoặc tương đương Các chu kỳ thời gian này có thể là một ngày, một tuần hoặc một tháng.

+ Giới hạn trao đổi nhiên liệu của đường kết nối với hệ thống cung cấp nhiên liệu khác (BTU/giờ hoặc tương đương).

Ràng buộc vềđường dây liên kết:

+ Giới hạn khảnăng truyền tải tối đa từ nút đầu đến nút cuối tại từng thời điểm tính toán (MW);

+ Giới hạn khảnăng truyền tải tối đa từ nút cuối đến nút đầu tại từng thời điểm tính toán (MW);

Giới hạn công suất của một đường dây truyền tải được xác định bởi giá trị giới hạn nhiệt hoặc giá trị giới hạn ổn định tĩnh, tùy thuộc vào giá trị nào nhỏ hơn.

Khả năng truyền tải tối đa của đường dây liên kết được xác định bởi tổng công suất tối đa của các đường dây truyền tải cấu thành, khi một trong số đó đạt đến giới hạn công suất cho phép.

Ràng buộc dịch vụ phụ trợ:

Tổng công suất dự phòng quay từ các tổ máy cần đạt hoặc vượt yêu cầu tổng công suất dự phòng quay của toàn hệ thống hoặc tại các nút quy định Đồng thời, tổng công suất dành cho điều tần cũng phải lớn hơn hoặc bằng yêu cầu tổng công suất dành cho điều tần của toàn hệ thống.

MÔ PHỎNG CÁC PHẦN TỬ TRONG HTĐ VIỆT NAM

Phần mềm Plexos là công cụ mô phỏng tối ưu dựa trên thuật toán quy hoạch tuyến tính nguyên hỗn hợp, được ứng dụng rộng rãi trong nhiều lĩnh vực, bao gồm phân tích thị trường năng lượng để hỗ trợ quy hoạch phát triển thị trường khí, điện và năng lượng tái tạo Nó cũng cho phép mô phỏng vận hành thị trường điện nhằm tối đa hóa lợi nhuận hoặc tối thiểu hóa chi phí, quản lý nguồn lực và xây dựng chiến lược chào giá Thêm vào đó, Plexos cung cấp khả năng phân tích và đánh giá khả năng truyền tải, góp phần vào việc phát triển và mở rộng lưới truyền tải.

Mô ph ỏ ng các khung th ờ i gian tính toán

Phần mềm Plexos có thểtính toán cho các giai đoạn với các khoảng thời gian hoặc mục đích khác nhau, bao gồm:

Mô phỏng lập kế hoạch dài hạn (LT) có mục đích hỗ trợ quy hoạch năng lượng, bao gồm phát triển đầu tư cho nguồn điện mới, ngừng hoạt động của các nguồn điện cũ, và điều chỉnh hoạt động của lưới điện Quy trình này được thực hiện nhằm tối ưu hóa nguồn vốn đầu tư trong dài hạn, với thời gian dự kiến từ 10 đến 30 năm tới.

Mô phỏng PASA được thiết kế với mục đích tính toán và lập kế hoạch cho các hoạt động bảo dưỡng, sửa chữa, cũng như tối ưu hóa quy trình dự phòng Thời gian thực hiện mô phỏng PASA có thể kéo dài từ một đến vài năm.

Mô phỏng lập kế hoạch trung hạn (MT) là quá trình tối ưu hóa các quyết định trong giai đoạn trung hạn Nó bao gồm việc quản lý hiệu quả các hồ chứa thủy điện, cung cấp nhiên liệu và xử lý các ràng buộc phát thải cùng với những yêu cầu khác cần được giải quyết trong khoảng thời gian dài hơn một tuần.

Tính toán ngắn hạn (ST) là một tính năng quan trọng trong chương trình tối ưu hóa, giúp lập lịch huy động cho ngày tiếp theo Với khả năng mô phỏng ngắn hạn có độ phân giải cao và linh hoạt, chương trình có thể hoạt động theo chế độ mặc định hoặc được cài đặt theo chu kỳ tùy theo nhu cầu.

Nguy ễn Hoàng Long - CB180105 32 từng giờ, 30 phút, 5 phút… tùy thuộc vào mục đích tính toán của người dùng.

Mô ph ỏ ng các thông s ố đầ u vào

Phụ tải

Dữ liệu đầu vào cho phần mềm bao gồm thông tin về phụ tải trong quá khứ, sản lượng dự kiến, phụ tải đỉnh dự kiến, cùng với các ràng buộc liên quan đến ngày nghỉ và ngày lễ Phần mềm sẽ cung cấp đầu ra dưới dạng biểu đồ phụ tải cho khoảng thời gian mô phỏng đã được tính toán.

Hình 4-1: Minh họa khảnăng xây dựng biểu đồ phụ tải của phần mềm

Các ràng buộc

Phần mềm Plexos cung cấp khả năng mô phỏng linh hoạt các ràng buộc trong hệ thống điện và thị trường điện Việt Nam, đồng thời cho phép tùy chỉnh cao đối với hầu hết các yếu tố liên quan.

Ràng buộc trong mô phỏng được chia thành hai loại: ràng buộc cứng và ràng buộc mềm Ràng buộc cứng yêu cầu phải tuân thủ tuyệt đối, trong khi ràng buộc mềm sẽ được tính thêm vào hàm mục tiêu với chi phí là tiền phạt nhân với số lần vi phạm Số lượng ràng buộc trong mô hình càng nhiều thì thời gian tính toán mô phỏng càng tăng.

Mô ph ỏ ng tuabin khí chu trình h ỗ n h ợ p

Plexos có khả năng mô phỏng chu trình kết hợp khí (CCGT) bằng cách sử dụng nhiệt thừa từ một hoặc nhiều tổ máy để cung cấp đầu vào cho tổ máy khác Ví dụ về khả năng này được minh họa rõ ràng trong hình sau.

Hình 4-2: Minh họa khảnăng mô phỏng CCGT của phần mềm Plexos

Mô phỏng đặc tính tổ máy

Phần mềm cho phép mô phỏng các thông số và đặc tính đầu vào của tổ máy nhiệt điện và thủy điện, bao gồm công suất phát lớn nhất, tốc độ tăng giảm tải, cũng như công suất phát ổn định thấp nhất.

Mô phỏng thủy điện, hồ chứa và kênh dẫn

Phần mềm này có khả năng mô phỏng các ràng buộc về lưu lượng nước tự nhiên và xả tràn, đồng thời hỗ trợ mô phỏng các thủy điện bậc thang, hồ chứa và kênh dẫn với cấu hình và quan hệ phức tạp.

Mô phỏng hồ chứa có thể được thực hiện dưới nhiều dạng như năng lượng, mực nước hoặc thể tích, tùy thuộc vào nhu cầu của người dùng Phần mềm cung cấp tính năng chuyển đổi linh hoạt giữa các dạng mô phỏng này thông qua các hàm quan hệ giữa các đại lượng, giúp người sử dụng dễ dàng điều chỉnh theo yêu cầu.

L ị ch b ảo dưỡ ng và s ử a ch ữ a

Đối với lịch bảo dưỡng có thể nhập dữ liệu đầu vào như ví dụ sau Đặc tính Giá trị Đơn vị Bậc Từ ngày Đến ngày

Bảng 3.1: Mô phỏng dữ liệu bảo dưỡng và sửa chữa

Để mô phỏng các tổ máy hoặc đường dây truyền tải gặp sự cố, có thể sử dụng xác suất với các giá trị đã được xác định, bao gồm FOR, hàm phân bố thời gian sửa chữa và tỷ lệ ngừng máy.

Mô ph ỏng đườ ng dây truy ề n t ả i

Phần mềm cho phép mô phỏng tổn thất trên đường dây, các ràng buộc về truyền tải, khảnăng truyền tải tối đa

Hình 4-3: Minh họa mô phỏng đường dây truyền tải

Mô phỏng chào giá

Phần mềm cho phép người dùng mô phỏng chào giá, bao gồm công suất và giá chào, thông qua hai phương pháp nhập dữ liệu Cách thứ nhất là định dạng bản chào theo mức tăng công suất của tổ máy tương ứng với giá chào, trong khi cách thứ hai là định dạng bản chào theo công suất lũy kế của tổ máy tương ứng với giá chào.

Mô phỏng nút

Phần mềm PLEXOS có khả năng mô phỏng các hệ thống điện quy mô khác nhau, linh hoạt theo số lượng nút trong hệ thống Hiện tại, PLEXOS đã thực hiện mô phỏng cho hệ thống điện với hơn 50.000 nút và trên 6.000 tổ máy phát điện.

VÀI TRÒ CỦA THỦY ĐIỆN TÍCH NĂNG VÀ

Quy ho ạ ch th ủy điện tích năng tạ i Vi ệ t Nam

Nhu cầu tiêu thụ điện của Việt Nam đang gia tăng nhanh chóng trong thế kỷ 21, khiến việc phát triển nguồn điện và hệ thống truyền tải trở thành vấn đề cấp bách Hơn nữa, mức tiêu thụ điện hàng ngày biến động lớn, với giờ cao điểm gần gấp đôi giờ thấp điểm, dẫn đến hệ số phụ tải (Load factor) hàng năm của Việt Nam chỉ đạt 0,65, thấp hơn so với khoảng 0,70 của các nước Đông Nam Á.

EVN đã hợp tác với chính phủ Nhật Bản nhằm nghiên cứu nâng cao độ tin cậy của hệ thống điện và khả năng cung cấp điện vào giờ cao điểm.

Quy hoạch thuỷ điện tích năng được xây dựng nhằm mục đích cụ thể, với phạm vi nghiên cứu bao trùm toàn bộ lãnh thổ Việt Nam.

Dựa trên tài liệu bản đồ địa hình, 38 vị trí sơ bộ đã được lựa chọn để khảo sát Qua khảo sát thực địa, 10 vị trí được xác định có tiềm năng thủy điện phù hợp với tiêu chí tại Việt Nam.

Hình 5-1: Các vịtrí được đánh giá có tiềm năng của thủy điện tích năng

Dự án thủy điện tích năng Bác Ái đã được nghiên cứu trong Quy hoạch thủy điện tích năng toàn quốc, với sự hỗ trợ từ cơ quan hợp tác quốc tế Nhật Bản (JICA) cho Tổng công ty điện lực.

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) được thành lập vào tháng 6 năm 2004 Quy hoạch phát triển của EVN đã được Bộ Công nghiệp phê duyệt theo Quyết định số 3837/QĐ-BCN vào ngày 22 tháng 11 năm 2005.

Vai trò c ủ a th ủy điện tích năng trong hệ th ống điệ n

Thủy điện tích năng (PSPP) đóng vai trò quan trọng trong việc lưu trữ năng lượng điện vào ban đêm khi nhu cầu thấp và cung cấp năng lượng này trong giờ cao điểm Điều này giúp điều chỉnh cân bằng cung cầu, giảm thiểu chênh lệch giữa nhu cầu điện tại thời điểm cao nhất và thấp nhất.

Nhà máy thủy điện tích năng (PSPP) đóng vai trò quan trọng trong việc làm phẳng biểu đồ phụ tải, tăng hệ số điền kín của hệ thống điện Điều này giúp giảm áp lực chi phí mua điện cho toàn hệ thống, nhờ vào việc hạn chế huy động các tổ máy đắt tiền trong ngắn hạn.

Hình 5-3: Khảnăng làm phẳng phụ tải của PSPP

Sự xuất hiện của PSPP trong hệ thống điện giúp duy trì độ dự trữ cần thiết, đồng thời mang lại khả năng điều chỉnh linh hoạt như các nhà máy thủy điện truyền thống PSPP đảm bảo các hoạt động thiết yếu, góp phần nâng cao độ tin cậy trong vận hành hệ thống điện.

Thủy điện tích năng đóng vai trò quan trọng trong việc làm phẳng biểu đồ phụ tải, cho phép các nguồn điện khác hoạt động liên tục với công suất ổn định Điều này dẫn đến việc tăng hiệu suất nhiên liệu Ngoài ra, nguồn điện chạy đáy với chi phí phát điện thấp có thể được tối ưu hóa, từ đó giảm chi phí phát điện toàn hệ thống và nâng cao hiệu suất kinh tế.

Giống như các nhà máy thủy điện truyền thống, PSPP có khả năng điều chỉnh tốt, giúp đảm bảo độ tin cậy của hệ thống điện Do đó, PSPP đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp năng lượng khi cần thiết, đặc biệt là trong các hoạt động phủ đỉnh.

+ Điều chỉnh tần số: Đây là chức năng có thể điều chỉnh cung cầu không cân bằng đểđiều chỉnh dao động tần số

+ Dựphòng quay: Máy phát đấu nối với hệ thống điện và có thể cung cấp điện năng cần thiết trong vòng 10 phút sau khi nhận được yêu cầu

+ Dự phòng thay thế: Có thể cung cấp điện năng cần thiết trong vòng 60 phút sau khi nhận được yêu cầu

+ Dựphòng điện áp: Đây là chức năng có thể cung cấp điện năng để giữđiện áp của hệ thống điện

+ Giảm chi phí vận hành đáng kể nhờ vào điều chỉnh linh hoạt các loại hình nguồn điện do việc san phẳng biểu đồ phụ tải.

Mô phỏng thủy điện tích năng trong mô hình tính toán

Các thông số mô phỏng cho dự án thủy điện tích năng được lấy từ Báo cáo khả thi của Dự án thủy điện tích năng Bác Ái Tuy nhiên, tác giả sẽ đưa ra giả thiết về các thông số vận hành chính như sau:

+ Về công suất tổ máy 300MW/tổ máy

+ Tốc đô tăng giảm tải 50MW/phút

+ Dung tích hữu ích ~ 9.2 GWh

Hình 5-4: Thông số mô phỏng tổmáy tích năng trong Plexos

Hình 5-5: Mô phỏng hồdưới thủy điện tích năng

Hình 5-6: Mô phỏng hồ trên thủy điện tích năng

TÍNH TOÁN ĐÁNH GIÁ ẢNH HƯỞNG CỦA

Các thông s ố đầ u vào

D ự báo ph ụ t ả i

Phụ tải HTĐ Quốc gia năm 2021 được giả thiết theo 2 kịch bản tăng trưởng (i) phụ tải cơ sở(tăng tưởng thấp) (ii) phụ tải kiểm tra (tăng trưởng cao)

Dự báo sản lượng điện cho 3 miền:

Dự báo sản lượng điện miền được thực hiện dựa trên hệ số tỷ trọng sản lượng điện của từng miền trong tổng sản lượng toàn quốc Hệ số tỷ trọng này được xác định theo phương pháp xu thế, dựa trên số liệu thống kê từ năm 2017 đến 2019, đồng thời có xem xét đến năm 2020.

Từ năm 2017 đến 2019, hệ số tỷ trọng tại Miền Bắc đã có sự gia tăng liên tục Năm 2020, hệ số này tiếp tục tăng so với năm 2019, và dự báo năm 2021 sẽ tiếp tục theo xu hướng tăng trưởng này Để xác định hệ số tỷ trọng năm 2021, cần tính trung bình cộng giữa hệ số tỷ trọng theo xu thế dự báo và hệ số tỷ trọng trung bình của ba năm trước đó.

Từ năm 2017 đến 2019, hệ số tỷ trọng của miền Nam có xu hướng giảm dần Năm 2020, hệ số này giữ nguyên so với năm 2019, nhưng dự báo năm 2021 sẽ tiếp tục giảm theo xu thế đã thấy từ 2017-2019 Để xác định hệ số tỷ trọng năm 2021, cần tính trung bình cộng giữa hệ số tỷ trọng theo xu thế dự báo và hệ số tỷ trọng trung bình của 3 năm trước đó.

Từ năm 2017 đến 2019, hệ số tỷ trọng của Miền Trung đã giảm dần và tiếp tục giảm trong năm 2020 so với năm 2019 Dự báo rằng hệ số tỷ trọng năm 2021 sẽ tiếp tục xu hướng giảm này Để xác định hệ số tỷ trọng năm 2021, cần tính trung bình cộng giữa hệ số tỷ trọng theo xu thế dự báo và hệ số tỷ trọng trung bình của ba năm trước đó.

Công thức xác định phụ tải miền như sau:

+ 𝐴𝐴 𝑛𝑛ă𝑚𝑚_𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑚𝑚𝑚𝑚ề𝑛𝑛 : Sản lượng năm dự báo theo từng miền (Bắc, Trung, Nam)

𝑄𝑄𝑄𝑄 � : Hệ số sản lượng điện miền so với sản lượng điện Quốc gia theo phương pháp thống kê

+ Hệ số sản lượng của miền Bắc năm 2021 thế là 0.450

+ Hệ số sản lượng của miền Trung năm 2021 là 0.087.

+ Hệ số sản lượng của miền Nam năm 2021 là 0.452.

Dự báo công suất max năm của Quốc Gia và các miền:

Dự báo công suất Max năm của Quốc gia và các miền dựa vào hệ số loadfactor và sản lượng năm theo công thức:

+ 𝑃𝑃max _𝑛𝑛ă𝑚𝑚_𝑑𝑑𝑑𝑑 : Công suất Max năm dự báo của hệ thống điện Quốc gia (hoặc của hệ thống điện miền)

+ 𝐿𝐿𝐿𝐿𝑡𝑡𝑑𝑑_3𝑛𝑛ă𝑚𝑚: Hệ sốLoadfactor trung bình 3 năm của hệ thống điện quốc gia (hoặc của hệ thống điện miền)

+ Hệ số Loadfactor của Quốc gia là 0.720

+ Hệ số Loadfactor của miền Bắc là 0.649

+ Hệ số Loadfactor của miền Trung là 0.718

+ Hệ số Loadfactor của miền Nam là 0.721

Dự báo công suất Max từng tháng trong năm cho HTĐQG và 3 miền:

Công suất Max từng tháng trong năm được xác định theo công thức:

+ 𝑃𝑃𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚_𝑚𝑚_𝑑𝑑𝑑𝑑: Công suất Max dự báo của tháng i của hệ thống điện Quốc gia (hoặc hệ thống điện miền)

𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚_𝑛𝑛ă𝑚𝑚� Hệ số công suất Max của tháng i so với công suất Max của năm của hệ thống điện Quốc gia tính theo trung bình 3 năm.

Kết quả dự báo phụ tải:

Dựa trên phương pháp dự báo phụ tải đã được trình bày, kết quả dự báo phụ tải và công suất tối đa của quốc gia cũng như các miền trong năm 2021 đã được xác định.

Bảng 5.1: Phụ tải HTĐ Quốc gia và miền với 2 kịch bản

Phương án cơ sở: Đơn vị: tr.kWh Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Quốc gia

Nguy ễn Hoàng Long - CB180105 45 Đơn vị: tr.kWh Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Quốc gia

Phương án cao: Đơn vị: tr.kWh Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Quốc gia

Tiến độ nguồn điện

+ Dự kiến có 3747 MW nguồn mới vào năm 2021, trong đó bao gồm 747 MW thủy điện và 3000 MW nhiệt điện than Chi tiết như sau:

Bảng 5.2: Tiến độ nguồn truyền thông vào năm 2021

STT Nhà máy Tổ máy

Công suất Tiến độ (MW)

+ Dự kiến trong năm 2021 sẽ có ~ 8954/3341/9654 MW điện mặt trời trang trại/điện gió/điện mặt trời áp mái

+ Chi tiết danh sách các nhà máy NLTT vận hành trong năm 2021 như sau:+ Điện mặt trời:

Bảng 5.3: Tiến độ nguồn ĐMT trang trại vận hành năm 2021

Tháng Năm Điện mặt trời Bắc

Yên Định 36.0 30.0 2019 Ngọc Lặc 45.0 37.5 12 2020 ĐMT áp mái Bắc 114.9 95.7 12 2020 Điện mặt trời Trung

Cẩm Hòa 50.0 41.7 2019 Cẩm Hưng 29.0 24.2 1 2021 Sơn Quang 29.0 24.2 12 2020

LIG - Quảng Trị 49.5 41.3 2019 Gio Thành 1 50.0 41.7 12 2020

Phong Điền II 50.0 41.7 12 2020 Phong Điền 48.0 40.0 2019

Mỹ Hiệp 50.0 41.7 12 2020 Đầm Trà Ổ 50.0 41.7 12 2020 Phù Mỹ 1 144.0 120.0 12 2020 Phù Mỹ 2 132.0 110.0 12 2020 Phù Mỹ 3 120.0 100.0 12 2020

Tháng Năm Điện lực miền Trung 50.0 41.7 2019

KN Vạn Ninh 170.0 132.0 12 2020 Long Sơn 100.0 86.8 12 2020

Thành Long Phú Yên 50.0 41.7 12 2020 Europlast Phú Yên - GĐ

Hòa Hội 256.0 213.3 2019 Thịnh Long - AAA Phú

Xuân Thiện Easup 1 120.0 100.0 1 2021 Xuân Thiện Easup 2 120.0 100.0 1 2021 Xuân Thiện Easup 3 120.0 100.0 1 2021 Xuân Thiện Easup 4 180.0 150.0 1 2021 Xuân Thiện Easup 5 180.0 150.0 1 2021

40.0 33.3 ĐMT áp mái Trung 496.8 414.0 12 2020 ĐMT Trung do Bx điều khiển Điện mặt trời Nam

Tỉnh Bà Rịa Đá Bạc 61.0 50.8 2019 Đá Bạc 2 61.0 50.8 2019 Đá Bạc 3 50.0 41.7 2019 Đá Bạc 4 50.0 41.7 2019

Hồ Gia Hoét 1 49.9 41.6 12 2020 KCN Châu Đức 100.0 83.3 2019

Lộc Ninh 1 200.0 166.7 1 2021 Lộc Ninh 2 200.0 166.7 1 2021 Lộc Ninh 3 150.0 125.0 1 2021 Lộc Ninh 4 200.0 166.7 1 2021 Lộc Ninh 5 50.0 41.7 1 2021 Thác Mơ 50.0 41.7 12 2020

Bình An 50.0 41.7 2019 Đa Mi 47.5 39.6 2019 Eco Seido Tuy Phong

Hàm Kiệm 1 46.0 38.3 9 2020 Hồng Phong 1A 195.1 162.6 2019 Hồng Phong 1B 130.1 108.4 2019 Hồng Phong 4 48.0 40.0 2019

Vĩnh Hảo 33.0 27.5 2019 Vĩnh Hảo 4 39.0 32.5 2019 Vĩnh Hảo 6 50.0 41.7 2019 Vĩnh Tân 2 42.7 35.5 2019 VSP Bình Thuận II 33.0 27.5 2019 Hồng Phong 5.2 48.0 40.0 12 2020

BCG Băng Dương 41.0 34.2 2019 Europlast Long An 62.4 52.0 2019

TTC Đức Huệ 1 49.0 40.8 2019 Solar Park 1 50.0 41.7 2019 Solar Park 2 50.0 41.7 2019 Solar Park 3 50.0 41.7 8 2020

Mỹ Sơn 50.0 41.7 7 2020 Adani Phước Minh 49.8 41.5 11 2020

Gelex Ninh Thuận 49.9 41.6 2019 HACOM SOLAR

Mỹ Sơn - Hoàn Lộc Việt 50.0 41.7 2019

Mỹ Sơn 2 50.0 41.7 7 2020 Nhị Hà (Thuận Nam 13) 49.9 41.6 2019 Ninh Phước 6.1 & 6.2 58.0 48.3 2019

Phước Hữu 65.0 54.2 2019 Phước Hữu - Điện lực 1 30.2 25.2 2019

Phước Ninh 45.0 37.5 7 2020 Sinenergy Ninh Thuận I 50.0 41.7 2019

Thuận Nam 19 61.1 50.9 2019 Trung Nam 257.6 214.7 2019 Xuân Thiện - Thuận Bắc

Hồ Núi Một 1 50.0 41.7 12 2020 Trung Nam - Thuận Nam 630.0 450.0 9 2020

Thuận Nam 12 49.9 41.6 8 2020 Solar Farm Nhơn Hải 35.0 29.2 7 2020 Phước Thái - GĐ 1 50.0 41.7 9 2020 Phước Thái - GĐ 2 100.0 86.8 9 2021 Phước Thái - GĐ 3 50.0 43.4 9 2021

Dầu Tiếng 1 188.0 156.7 2019 Dầu Tiếng 2 248.0 206.7 2019 Dầu Tiếng 3 187.5 156.3 2019

Hoàng Thái Gia 50.0 41.7 2019 Trí Việt 1 30.0 25.0 2019

Trung Nam Trà Vinh 165.0 137.5 2019 ĐMT áp mái Nam 1188.3 990.3 12 2020 ĐMT Nam do Bx điều khiển Điện gió:

Bảng 5.4: Danh sách các nhà máy điện gió vận hành năm 2021

Tên Công suất Tháng Năm Điện gió Trung

Tên Công suất Tháng Năm

Buôn Hồ 3 GĐ 1 65.0 11 2021 Điện gió Nam

Bạc Liêu GĐ3 140.6 11 2021 Kosy Bạc Liêu 40.0 11 2021 Hòa Bình 5 (giai đoạn

Nexif Energy Bến Tre 30.0 11 2021 V1-3 Bến Tre Giai đoạn 1 30.0

Tân Thuận 1 GĐ 1 25.0 6 2021 Tân Thuận 1 GĐ 2 50.0 9 2021

Tỉnh Ninh Thuận Đầm Nại 39.4 2019

Trung Nam GĐ 3 48.0 11 2020 Wind Energy Chính

Số 3 tại vị trí V1-3 tỉnh Trà Vinh 48.0 10 2021

Độ khả dụng các nhà máy điện

Trong mô phỏng độ khả dụng của các nhà máy điện mới, các tổ máy BOT như Hải Dương 1 #2 và Duyên Hải 2 được giả định khai thác 80% công suất trong 3 tháng đầu sau khi vận hành thương mại, và đạt 100% công suất trong giai đoạn tiếp theo.

Đối với tổ máy nhiệt điện than Sông Hậu, sẽ khai thác 50% công suất trong 3 tháng đầu sau khi bắt đầu vận hành thương mại và 75% công suất trong 3 tháng tiếp theo.

Các nhà máy khác như thủy điện, điện gió, điện mặt trời: tính đúng công suất thiết kế từngày hòa lưới lần đầu.

Gi ả thi ế t v ề năng lượng sơ cấ p

+ Tần suất nước về các hồ thủy điện sẽđược tính với phương án tần suất 65%

Dự kiến sản lượng thủy điện theo nước về với tần suất 65% năm 2021 à 77.7 tỷ kWh

+ Mực nước các hồ thủy điện đầu năm 2021 được cập nhật theo kết quả mực nước cuối năm 2020 Ước tính đến 31/12/2020, tổng lượng nước tính trong hồ

Nguyễn Hoàng Long - CB180105 56 trên HTĐ ghi nhận sản lượng điện là 13.76 tỷ kWh, thiếu 1 tỷ kWh so với mức dự báo MNDBT là 14.76 tỷ kWh Mức độ hụt điện ở các miền Bắc, Trung và Nam lần lượt là:

Bảng 5.5: Sản lượng điện trong hồđầu năm 2021 từng miền và Quốc gia Đơn vị: tr.kWh Đầu năm 2021 Quốc Gia M.Bắc M.Trung M.Nam

Các hồ thủy điện vận hành tuân thủ Quy trình liên hồ và đơn hồ, cũng như các yêu cầu cấp nước của địa phương

Vềđổ ải cấp nước vụĐông Xuân, dự kiến sẽ diễn ra 3 đợt trong các tháng 1 và 2 như sau:

+ Đợt 1 (12-15/01): Đảm bảo mực nước tại Hà Nội là 1,8m;

+ Đợt 2 (26/01-02/02): Đợt chủ lực lấy nước, cơ bản lấy nước xong;

+ Đợt 3 (22/02-27/02): Cấp nước cho các vùng khó khăn, điều chỉnh linh hoạt theo thực tế lấy nước 2 đợt đầu;

Profile Điện gió, điệ n m ặ t tr ờ i

Việc vận hành nguồn điện mặt trời thường gặp nhiều bất định, vì vậy trong tính toán của ĐĐQG, sản lượng của các nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) được dự đoán dựa trên giả thiết profile cụ thể.

+ Đối với các NMĐ đã cung cấp profile sản lượng năm: sử dụng profile sản lượng của NMĐ

Đối với các nhà máy điện mặt trời (NMĐ) chưa cung cấp hồ sơ sản lượng năm, cần sử dụng sản lượng năm và phân bổ theo tháng dựa trên hồ sơ sản lượng của các nhà máy điện trong cùng khu vực Điều này sẽ giúp xác định số giờ vận hành trung bình của các nhà máy điện mặt trời theo từng miền Bắc.

– Trung – Nam lần lượt là 1500/1750/1850 giờ Đối với điện gió ~ 2200h.

Lịch sửa chữa các nhà máy điện và số giờ vận hành

Dựa trên nhu cầu sửa chữa các tổ máy của các đơn vị phát điện, quy trình lập kế hoạch sửa chữa thiết bị điện được điều chỉnh theo các nguyên tắc cụ thể nhằm đảm bảo hiệu quả và an toàn trong quá trình vận hành.

Trong mùa mưa, cần tập trung sửa chữa các nhà máy nhiệt điện, trong khi đó các nhà máy thủy điện sẽ được bảo trì trong mùa khô Cần hạn chế việc bố trí sửa chữa các tổ máy trong thời gian cao điểm mùa khô, từ tháng 4 đến tháng 6.

+ Đảm bảo yêu cầu đổ ải vụĐông Xuân các hồ miền Bắc và nhu cầu cấp nước hạ du của các hồ thủy điện trong hệ thống;

Đảm bảo việc truyền tải điện giữa các miền Bắc – Trung và Trung – Nam trong giới hạn cho phép là rất quan trọng Đồng thời, cần hạn chế việc lên kế hoạch bảo dưỡng và sửa chữa vào những thời điểm diễn ra các sự kiện chính trị, văn hóa và xã hội quan trọng.

+ Bố trí sửa chữa các nhà máy trong các tháng phụ tải thấp, đặc biệt ưu tiên sửa chữa vào thời điểm ngay trước và sau Tết Nguyên Đán;

+ Đảm bảo mức công suất dự phòng cao và phân bố đều trong năm cho HTĐ

Quốc gia nói chung và HTĐ miền Nam nói riêng;

+ Tối đa số tổ máy Tuabin khí khả dụng để sử dụng khí, đồng thời bố trí kết hợp lịch sửa chữa giữa thượng nguồn và hạ nguồn

Để giảm thiểu và rút ngắn thời gian sửa chữa các tổ máy nhiệt điện lớn, cần tập trung vào các công tác ảnh hưởng đến chế độ vận hành không kinh tế của tổ máy và hệ thống Đồng thời, việc phối hợp lịch sửa chữa của các thủy điện bậc thang cũng là một yếu tố quan trọng để nâng cao hiệu quả hoạt động.

+ Chỉ thực hiện trung tu và tiểu tu 6 tháng 1 lần cho từng hàng mục với từng tổ máy nhiệt điện than

Giới hạn truyền tải giữa các hệ thống điện miền

Giới hạn truyền tải Bắc Trung: Trước khí có ĐZ mạch 3 Vũng Áng – Dốc Sỏi – Pleiku

2, khảnăng truyền tải Bắc Trung là 2000 – 2200 MW Sau khi có ĐZ mạch 3 thì khảnăng

Giới hạn truyền tải cung đoạn Trung – Nam giao diện 500kV/220kV ở mức 4200-4500MW trong chếđộ thấp điểm/cao điểm.

Kh ả năng cấ p khí và k ế ho ạ ch s ử a ch ữ a khí

Kế hoạch sửa chữa khí:

Theo đó dự kiến năm 2021 sẽ sửa chữa các hệ thống khí như sau:

Hình 6-1: Khảnăng cấp khí và số lần sửa chũa khí ĐNB năm 2021

Hình 6-2: Khảnăng cấp khí và số lần sửa chũa khí TNB năm 2021

Bảng 5.6: Kế hoạch sửa chữa các mỏkhí năm 2021

STT Thời điểm Mỏ Công tác Thời gian Khả năng cấp khí giảm

Giàn nén khí trung tâm (CCP)

Khả năng cấp cho điện 17 tr.m3 khí/ngày

Sư Tử Vàng/Sư Tử Đen/Sư Tử Trắng

Khả năng cấp cho điện 18-19tr.m3 khí/ngày

Cố BDSC định kỳ 08 ngày Trùng thời gian với dừng CCP

Phối hợp chọn thời điểm giai đoạn mùa mưa và cuối tuần khi nhu cầu khí cho sản xuất điện thấp

GDS Bà Rịa và GDS Phú

Khả năng cấp cho NMĐ Bà Rịa và Phú Mỹ 2.1 là 0 tr.m3 khí/ngày

STT Thời điểm Mỏ Công tác Thời gian Khả năng cấp khí ĐNB cho điện giảm còn

Nhà máy xử lý khí NCS (NCST) Đại tu 05 ngày

Giảm còn 4 tr.m3 khí/ngày (cấp từ nguồn CL và Sao Vàng Đại Nguyệt)

2 Sau thời điểm đại tu NCST

Mỹ BDSC định kỳ 05 ngày

Trùng thời gian đại tu NCST Khả năng cấp còn 4 tr.m3/ngày

4 T9 Lô 06.1 BDSC định kỳ 03 ngày

Trùng thời gian đại tu NCST Khả năng cấp còn 4 tr.m3/ngày

Lô 06.1 Dừng 1 máy nén 02-04 ngày Giảm còn 18 tr.m3/ngày

Thay van bị rò rỉ 08 ngày Giảm còn 12 tr.m3 khí/ngày

Giảm còn 4 tr.m3/ngày trong đợt dừng tháng 09 và 15 tr.m3/ngày trong các ngày còn lại

Dừng 1 máy nén để BDSC và sửa giếng

12-20 ngày Giảm còn 18-19 tr.m3 khí/ngày

Dừng cấp khí hoàn toàn để BDSC

01-10 ngày Giảm còn 18 tr.m3/ngày

Giới hạn cấp khí trong điều kiện vận hành bình thường

+ Khí Đông Nam Bộ (bao gồm Cửu Long và NCS): Khảnăng cấp đạt 19 – 20.0 tr.m3 khí/ngày

+ Khí Tây Nam Bộ: Khảnăng cấp khí đạt từ 3.9 - 4.5 tr.m3/ngày

Xuất nhập khẩu điện

+ Dự kiến không mua Trung Quốc trong năm 2021.

+ Sản lượng mua điện từ Lào trong năm 2021 dự kiến là 1.1 tỷ kWh trong đó

Xekaman 1 ~ 994 tr.kWh và Xekaman Xanxay ~ 124 tr.kWh Dự kiến không cân đối Xekaman 3 trong năm 2021.

+ Sản lượng bán EDC từng tháng như sau:

Bảng 5.7: Sản lượng bán điện Campuchia dự kiến năm 2021 Đơn vị: tr.kWh

Giá điện mô phỏng

Giá điện các nhà máy điện được mô phỏng theo giá biến đổi với giá các nhà máy.

Các phương án tính toán

+ Phương án 1: Phụ tải cơ sở, không có thủy điện tích năng

+ Phương án 2: Phụ tải cơ sở, có thủy điện tích năng

+ Phương án 3: Phụ tải cao, không có thủy điện tích năng

+ Phương án 4: Phụ tải cao, có thủy điện tích năng.

Kết quả tính toán cung cầu điện năng 2021 và chi phí biên hệ thống có xét t ớ i ảnh hưở ng c ủ a th ủy điện tính năng

Định dạng
Số trang	106
Dung lượng	1,97 MB