» Phản biện

Đánh giá Quy hoạch điện 7 và đề xuất lập Quy hoạch điện 8 [Kỳ 2]

08:41 |15/11/2018

 - 

Theo đánh giá của nhiều chuyên gia, việc lập quy hoạch tập trung, sử dụng phương pháp luận "chi phí tối thiểu" với bài toán quy hoạch động tìm lời giải tối ưu trong Quy hoạch điện 7 và điều chỉnh Quy hoạch điện 7 được đánh giá là phù hợp trong điều kiện Việt Nam - quốc gia đang phát triển có mức thu nhập trung bình, với dự kiến nhu cầu điện vẫn còn tăng trưởng ở mức 7-8%/năm trong vòng 2 thập kỷ tới.

Đánh giá Quy hoạch điện 7 và đề xuất lập Quy hoạch điện 8 [Kỳ 1]



III. Đánh giá những ưu điểm về Điều chỉnh Quy hoạch điện 7

1. Về phương pháp luận và công cụ tính toán:

1.1. Đối với dự báo nhu cầu điện:

Dự báo nhu cầu điện được thực hiện với tổ hợp 2 phương pháp tiếp cận: Tiếp cận "từ trên xuống" và tiếp cận "từ dưới lên".

Tiếp cận từ trên xuống: trên cơ sở các kịch bản tăng trưởng GDP, dân số; dự báo kết quả chương trình mục tiêu quốc gia về tiết kiệm và hiệu quả năng lượng; dự báo về cường độ năng lượng;... sử dụng phần mềm dự báo Simple-E dự báo nhu cầu năng lượng/ điện trong giai đoạn 2016-2030.

Tiếp cận từ dưới lên: thu thập thống kê sử dụng điện tại các loại hộ tiêu thụ công nghiệp, dân dụng, thương mại, nông nghiệp theo các tỉnh, thành phố; thu thập, đánh giá kế hoạch, quy hoạch các hộ phụ tải công nghiệp - xây dựng lớn; từ đó dự báo nhu cầu điện trong ngắn hạn 3-5 năm.

Theo đó, điều chỉnh QHĐ7 đã rà soát nhu cầu điện thực tế giai đoạn 2011-2015; đánh giá lại và cập nhật dự báo các kịch bản phát triển kinh tế - xã hội; điều chỉnh lại dự báo nhu cầu điện giai đoạn 2016 - 2030 cho phù hợp với tình hình mới.

Kết quả cập nhật dự báo nhu cầu điện giai đoạn 2016 - 2030 cho thấy, nhu cầu điện giảm trong Điều chỉnh QHĐ7 khoảng trên 19.5 GW so với dự báo trong QHĐ7.

So sánh giữa việc chậm nguồn điện với giảm dự báo phụ tải cho thấy công suất suy giảm do dự báo phụ tải nhỏ hơn nhiều so với chậm nguồn điện. Năm 2020, dự báo phụ tải giảm 9.960 MW trong khi công suất chậm nguồn giảm khoảng 13.000MW. Tuy nhiên, phân bố lại không đều, việc chậm nguồn tập trung ở miền Nam nên sẽ xảy ra hiện tượng: miền Bắc và miền Trung thừa công suất nguồn trong khi miền Nam thiếu công suất nguồn.

So sánh dự báo Pmax của điều chỉnh QHĐ7 với dự báo của QHĐ7 (kịch bản cơ sở - MW)

Năm

2015

2020

2025

2030

Kịch bản cơ sở QHĐ7

30803

52040

77084

110215

Kịch bản cơ sở ĐIềU CHỉNH QHĐ7

25295

42080

63471

90651

Chênh lệch

5508

9960

13613

19564


Do đó, trong điều chỉnh QHĐ7, phương án phát triển nguồn điện cho hệ thống điện Việt Nam giai đoạn 2016-:-2020 chủ yếu đi theo hướng giãn bớt các nguồn miền Bắc và miền Trung, đẩy sớm hơn một số nguồn nhiệt điện than miền Nam như Duyên Hải 3 mở rộng, Vĩnh Tân 4, Vĩnh Tân 4 mở rộng.

1.2. Đối với chương trình phát triển nguồn điện:

Việc lập quy hoạch tập trung, sử dụng phương pháp luận "chi phí tối thiểu" với bài toán quy hoạch động tìm lời giải tối ưu trong QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7 được đánh giá là phù hợp trong điều kiện Việt Nam là nước đang phát triển có mức thu nhập trung bình, với dự kiến nhu cầu điện vẫn còn tăng trưởng ở mức 7-8%/năm trong vòng 2 thập kỷ tới.

Việc chia hệ thống điện Việt Nam thành 3 hệ thống con với các trung tâm phụ tải nằm ở miền Nam (chiếm tỷ lệ khoảng 50% nhu cầu điện toàn quốc), ở miền Trung (tỷ lệ ~10% nhu cầu điện) và miền Bắc (~40% nhu cầu điện), với khoảng cách mỗi trung tâm phụ tải khoảng 800 - 900 km là phù hợp để có thể nghiên cứu các dự án nguồn điện tại chỗ, giảm truyền tải xa; đồng thời, xét tới đặc điểm về phân bố các nguồn tài nguyên năng lượng theo miền (thủy điện, than, khí đốt, năng lượng tái tạo) để tìm quy mô các đường dây liên kết xương sống phù hợp.

Trong QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7, chương trình phát triển nguồn điện được thực hiện qua giải bài toán chi phí cực tiểu, sử dụng các chương trình tính toán quy hoạch STRATEGIST và QHĐAT II.

STRATEGIST là phần mềm quy hoạch động theo phương pháp "cực tiểu chi phí", lập và giải bài toán tối ưu phát triển nguồn dài hạn theo nguyên lý tối ưu Bellman, có xét đến hiệu ích của trao đổi liên kết nhiều hệ thống điện con với nhau (có thể tới 15 hệ thống con liên kết). Kết quả lời giải từ STRATEGIST cho phép xác định được lượng công suất tối ưu đưa vào hàng năm trong kỳ quy hoạch theo dạng nhiên liệu: thuỷ điện và thuỷ điện tích năng, nhiệt điện than, nhiệt điện khí và dầu, tua bin khí chu trình hỗn hợp, điện hạt nhân, nguồn điện từ năng lượng tái tạo (điện gió, thuỷ điện nhỏ, điện sinh khối…), nhập khẩu; theo đơn vị tổ máy và cỡ công suất tổ máy; theo vị trí các miền Bắc, Trung và Nam.

Sau khi có lời giải về tổ hợp nhiên liệu trong chương trình nguồn (coi như phương án cơ sở), việc tái mô phỏng tổ hợp nhiên liệu trong quá trình huy động các tổ máy thuỷ, nhiệt được thực hiện bằng chương trình QHĐAT II, cho biết quá trình làm việc theo thời gian thực của các loại nhà máy điện, khi tham gia phủ biểu đồ phụ tải theo ngày, tuần điển hình và toàn bộ thời gian trong năm quy hoạch. Từ đó có thể nghiên cứu một số các phương án khác nhau, trong đó xét tới các yếu tố can thiệp như: chính sách tăng cường tỷ lệ nguồn dùng năng lượng tái tạo, hoặc tăng thêm các nhà máy điện hạt nhân, v.v... So sánh tổng chi phí các phương án đưa ra sẽ cho nhà quy hoạch cân nhắc các chi phí được - mất của các quyết sách.

Hiện nay một số nước trong khu vực ASEAN cũng sử dụng STRATEGIST trong bài toán quy hoạch phát triển nguồn điện.

1.3. Đối với Chương trình phát triển lưới điện:

Sơ đồ phương pháp luận lập quy hoạch lưới điện truyền tải trình bày trong hình vẽ sau:

Phương pháp sử dụng cho chương trình phát triển lưới điện của hệ thống điện dựa trên cân bằng công suất các miền, các khu vực của Việt Nam. Phương pháp này đòi hỏi sự chuẩn xác của các số liệu đầu vào như:

1/ Quy mô công suất, thời điểm vận hành và vị trí chuẩn xác của các nguồn điện.

2/ Quy mô, thời điểm và vị trí của các phụ tải điện.

3/ Hiện trạng lưới điện và các công trình lưới điện dự kiến sẽ xây dựng.

4/ Các nghiên cứu trước đây về kết nối lưới điện của các nguồn điện lớn, liên kết lưới điện vùng, miền; liên kết lưới điện với các nước láng giềng.

5/ Các nghiên cứu trước đây về lưới điện cung cấp cho phụ tải địa phương.

Công cụ phần mềm sử dụng: trong quá trình xây dựng chương trình phát triển lưới điện của QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7, Viện Năng lượng đã sử dụng phần mềm chương trình phân tích hệ thống điện PSS/E (Power System Simulator for Engineering) của Siemens. Chương trình PSS/E dùng để nghiên cứu mô phỏng, tính toán các chế độ của hệ thống điện ở trạng thái xác lập và phân tích ổn định động của hệ thống điện. Chương trình PSS/E còn cho phép xác định dòng điện ngắn mạch 1 và 3 pha tại các nút trong hệ thống điện. Đây là chương trình thương mại đã được công nhận và được sử dụng rộng rãi trên thế giới và được đánh giá là đáp ứng được nhu cầu sử dụng trong thiết kế lưới điện.

Cho đến nay, theo Luật Điện lực và hướng dẫn tại Thông tư 43/2013/TT/BCT, toàn bộ 64 tỉnh, thành phố đều có quy hoạch phát triển lưới điện 110 kV và lưới điện trung áp trên địa bàn. Đây là một cơ sở quan trọng để QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7 nghiên cứu các vùng phụ tải tập trung, hệ thống lưới điện 110 kV tại các địa phương, từ đó kiến nghị bố trí vị trí và tiến độ xây dựng các nguồn điện, lưới truyền tải phù hợp với quy mô phát triển phụ tải tên các vùng miền. Hệ thống điện toàn quốc được thiết kế trên cơ sở xây dựng "từ dưới lên" gắn kết lưới điện quốc gia với lưới điện địa phương.

2. Về nội dung tính toán chương trình phát triển nguồn điện:

1/ Nội dung tính toán được thực hiện theo quy định và hướng dẫn tại Thông tư số 43/2013/TT-BCT.

2/ Các thông số đầu vào cho tính toán đầy đủ và tương đối cập nhật, theo các yếu tố kinh tế - kỹ thuật, được tham chiếu từ các công trình nhà máy điện đang vận hành, các dự án đang triển khai.

3/ Các giả thiết, kịch bản về khả năng cung cấp nhiên liệu trong nước cho phát điện được tham khảo từ các dự thảo quy hoạch khai thác than (của TKV), dự thảo quy hoạch khai thác khí (của PVN). Do đó tính đồng bộ trong phối hợp khai thác nguồn tài nguyên đã được xét đến.

4/ Các giả thiết, thông số đầu vào về nhập khẩu điện được tham khảo từ các đề án nghiên cứu riêng về kết nối/ mua bán điện giữa các nước láng giềng và báo cáo cập nhật tình hình triển khai các dự án nhập khẩu điện.

5/ Các kịch bản được đưa vào tính toán đã xét đến các yếu tố về các kịch bản phát triển kinh tế; nhu cầu điện theo các phương án cao, cơ sở và thấp; các mục tiêu của Nhà nước về NLTT, về có hoặc chưa có nhà máy điện hạt nhân; các kịch bản về thay đổi phương án cung cấp nhiên liệu các kịch bản về rủi ro khi một số dự án nguồn điện chậm trễ so với đăng ký...

3. Về nội dung tính toán chương trình phát triển lưới điện:

3.1. Thiết lập lưới điện truyền tải xương sống liên kết hệ thống điện ba miền Bắc - Trung - Nam. Căn cứ vào đặc điểm địa lý tự nhiên và hạ tầng kỹ thuật của Việt Nam, hệ thống điện toàn quốc được chia thành 3 hệ thống điện miền như sau:

1/ Hệ thống điện miền Bắc (bao gồm các tỉnh miền Bắc từ Quảng Bình trở ra.

2/ Hệ thống điện miền Trung (bao gồm các tỉnh duyên hải miền Trung từ Quảng Trị đến Khánh Hoà và bốn tỉnh Tây Nguyên: Kon Tum, Gia Lai, Đắc Lắc, Đắc Nông).

3/ Hệ thống điện miền Nam (bao gồm các tỉnh Nam Bộ và các tỉnh Bình Thuận, Ninh Thuận, Lâm Đồng).

Căn cứ vào tính toán cân bằng điện năng theo từng năm tại chương trình phát triển nguồn điện, xác định được lượng điện năng truyền tải liên miền Bắc - Trung - Nam theo từng năm. Kết quả được minh họa qua hình vẽ sau:

Căn cứ vào lượng điện năng cần truyền tải liên miền, vào hiện trạng lưới điện 500kV và kế hoạch xây dựng lưới điện 500kV, các phương án xây dựng lưới điện liên kết 3 miền Bắc - Trung - Nam đã được xem xét như sau:

Cấp điện áp truyền tải và phương thức thức truyền tải liên kết Bắc - Trung: Tại thời điểm lập QHĐ7 đã tồn tại hệ thống truyền tải 500 kV gồm 2 mạch đơn liên kết Bắc - Trung - Nam với khả năng truyền tải khoảng trên 2.000 MW. Lượng điện năng truyền tải Bắc - Trung dự kiến cao nhất chỉ khoảng hơn 10 tỷ kWh và không cần thiết phải xây thêm đường dây liên kết Bắc - Trung.

Với liên kết Trung - Nam: Nhu cầu truyền tải trên 25 tỷ kWh/ năm, cần phải xây thêm đường dây mới để tăng cường truyền tải. Điều chỉnh QHĐ7 đã đề xuất 2 phương án: truyền tải bằng 500 kV HVAC và truyền tải bằng dòng điện một chiều HVDC. Thực hiện tính toán so sánh đã kết luận lựa chọn phương án truyền tải bằng cấp điện áp 500 kV, phương thức truyền tải bằng dòng điện xoay chiều.

Các tính toán và phân tích trên đã cho phép xác định cấp điện áp truyền tải và lưới điện truyền tải xương sống của Việt Nam tới 2030: cấp điện áp truyền tải tối đa: 500 kV; Liên kết Bắc - Trung: 02 mạch ĐZ 500 kV; Liên kết Trung - Nam: 06 mạch ĐZ 500 kV.

3.2. Thiết kế lưới điện truyền tải liên khu vực, liên tỉnh, lưới điện đấu nối các trung tâm điện lực lớn vào hệ thống điện:

Hệ thống điện Việt Nam được chia thành 11 khu vực: Tây Bắc, Đông Bắc, khu vực Hà Nội, khu vực Nam Hà Nội, khu vực Bắc Trung bộ, khu vực Trung Trung bộ, khu vực Tây Nguyên, khu vực Nam Trung bộ 1, khu vực Nam Trung bộ 2, khu vực Đông Nam bộ, khu vực Tây Nam bộ. Tại mỗi khu vực sẽ cân đối công suất phát của nguồn điện và nhu cầu phụ tải.

Kết quả sẽ cho thấy sơ bộ dòng công suất cần trao đổi giữa các khu vực theo các năm mốc trong giai đoạn quy hoạch (năm 2020, 2025, 2030). Minh họa về cân đối công suất của các khu vực miền Nam năm 2030 trình bày trong hình vẽ:





3.3. Thiết kế lưới điện truyền tải cung cấp cho phụ tải địa phương:

Các nguyên tắc sử dụng trong thiết kế lưới điện cung cấp cho phụ tải địa phương như sau:

Thứ nhất: Có tính kế thừa và phát triển những nghiên cứu trong Quy hoạch phát triển điện lực địa phương giai đoạn trước.

Thứ hai: Cân đối cung cầu để xác định các trạm nguồn 220 kV, 500 kV cung cấp điện cho phụ tải địa phương.

Thứ ba: Thiết kế lưới điện đáp ứng tiêu chí N-1: Nếu xảy ra sự cố bất kỳ một phần từ nào trong hệ thống điện thì các phần tử còn lại phải đảm bảo làm việc bình thường, không quá tải và đảm bảo cấp điện đầy đủ với chất lượng đảm bảo tới toàn bộ các phụ tải.

Điều chỉnh QHĐ7 cân đối giữa dự báo nhu cầu công suất của địa phương, nguồn phát điện tại chỗ, khả năng liên kết với các địa phương khác. Trên cơ sở cân đối đó, đơn vị tư vấn sẽ xác định được nhu cầu công suất cần cung cấp cho địa phương.

Từ nhu cầu công suất, căn cứ theo kết lưới 500kV, sẽ xác định được phương án cấp nguồn công suất cho địa phương từ các trạm nguồn 500 kV, 220 kV.

Căn cứ theo hiện trạng lưới điện, các dự báo phát triển phụ tải, các quy hoạch phát triển công nghiệp, hạ tầng không gian đô thị, quy hoạch sử dụng đất, các phụ tải là các dự án lớn đang và sẽ triển khai xây dựng… sẽ xác định được vị trí của các trạm biến áp cấp nguồn 220 kV, 500 kV cho địa phương.

Trên cơ sở những tính toán, phân tích trên, đều chỉnh QHĐ7 tiến hành thiết kế lưới điện 220 kV, 500 kV cấp điện cho phụ tải địa phương theo những nguyên tắc thiết kế đã nêu.

3.4. Liên kết lưới điện với các nước láng giềng:

Tại thời điểm lập QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7 có nhiều nghiên cứu đã được thực hiện trong các năm trước đó về liên kết lưới điện với Trung Quốc, liên kết lưới điện với Lào, liên kết lưới điện với Campuchia. Đây là những tài liệu rất có giá trị đối với thiết kế lưới điện liên kết với các nước láng giềng tại QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7. Căn cứ theo các tài liệu này và dự kiến liên kết với các nước láng giềng tại chương trình phát triển nguồn điện, QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7 đã đưa ra thiết kế hệ thống liên kết lưới điện giữa Việt Nam và các nước láng giềng.

Thông thường, các số liệu đầu vào cho chương trình phát triển lưới điện rất lớn, nhiều số liệu có tính chất bất định, đặt biệt là sự thay đổi của nguồn điện và phụ tải điện về quy mô và thời điểm vận hành. Mỗi khi nguồn điện và phụ tải điện có những biến động thì thông thường đều cần phải điều chỉnh lại chương trình phát triển lưới điện.

Các tài liệu cần thu thập để thực hiện chương trình phát triển lưới điện gồm: Danh mục các nguồn điện dự kiến xây dựng (quy mô công suất và thời điểm vận hành); Cân đối công suất và cân đối điện năng của chương trình phát triển nguồn điện; Dự báo phụ tải theo các tỉnh; Kế hoạch xây dựng các trạm biến áp, đường dây truyền tải trong giai đoạn ngắn hạn và trung hạn của NPT; Các tiêu chí, tiêu chuẩn kỹ thuật được áp dụng trong thiết kế hệ thống truyền tải điện,…

Trên cơ sở lưới điện toàn quốc đã được thiết lập và tính toán kiểm chứng, điều chỉnh QHĐ7 đưa ra danh mục các trạm biến áp, các đường dây truyền tải cần xây dựng. Danh mục này được đưa ra theo từng giai đoạn 5 năm trong suốt thời gian quy hoạch (QHĐ7 có thời gian quy hoạch là 20 năm).

Kỳ tới: Đánh giá nhược điểm điều chỉnh Quy hoạch điện 7 và đề xuất cải tiến trong lập Quy hoạch điện 8

THS. NGUYỄN ANH TUẤN - HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM



®   Khi đăng lại tin, bài, hay trích dẫn số liệu phải ghi rõ nguồn: TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM và dẫn link tới bài gốc trên NangluongVietnam.vn

Based on MasterCMS 2012 ver 2.3