Luận văn thạc sĩ Quản lý năng lượng: Giải pháp cung ứng điện cho khu vực miền bắc giai đoạn năm 2025-2030

Từ đó, đề xuất các giải pháp cung đảm bảo cung ứng điện cho khu vực miền Bắc thông qua việc tính toán và phân tích một số kịch bản trào lưu công suất và ổn định.. Do đó, đến mùa khô, tổn

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

_

TRƯƠNG CẢNH TOÀN

GIẢI PHÁP CUNG ỨNG ĐIỆN CHO KHU VỰC MIỀN BẮC

GIAI ĐOẠN NĂM 2025-2030

Chuyên ngành : Quản lý năng lượng

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP HỒ CHÍ MINH, tháng 06 năm 2024

ĐẠI HỌC BÁCH KHOA - ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HCM

_

Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS Nguyễn Nhật Nam

Cán bộ chấm nhận xét 1: PGS TS Phan Thị Thanh Bình

Cán bộ chấm nhận xét 2: PGS TS Trương Việt Anh

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp.HCM ngày 16 tháng 06 năm 2024

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: 1 Chủ tịch hội đồng: TS Trần Hoàng Lĩnh

2 Thư ký: TS Nguyễn Phúc Khải 3 Phản biện 1: PGS TS Phan Thị Thanh Bình 4 Phản biện 2: PGS TS Trương Việt Anh 5 Ủy viên: PGS TS Dương Thanh Long

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có).

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

(Power supply solutions for the Northern region in the period 2025-2030)

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

Phân tích đánh giá tình hình cung ứng điện khu vực miền Bắc ở thời điểm hiện hữu và giai đoạn đến năm 2030 Từ đó, đề xuất các giải pháp cung đảm bảo cung ứng điện cho khu vực miền Bắc thông qua việc tính toán và phân tích một số kịch bản trào lưu công suất và ổn định

Sử dụng phần mềm bản quyền PSSE mô phỏng hệ thống điện 500kV, 220kV, 110kV Việt Nam năm 2025 và 2030 để thực hiện tính toán trào lưu công suất, tổn thất công suất, ổn định tĩnh và ổn định động cho các giải pháp

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 15/01/2024 IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 19/05/2024 V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS Nguyễn Nhật Nam

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

Tp HCM, ngày tháng năm 2024

CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO

TRƯỞNG KHOA ĐIỆN – ĐIỆN TỬ

LỜI CÁM ƠN

Kiến thức rộng lớn muôn màu muôn vẻ, nắm bắt được kiến thức và làm chủ được công nghệ là một hành trình gian khổ và vất vả Trên con đường thành công đó không có sự thành công nào mà không gắn liền với sự hỗ trợ, giúp đỡ dù ít hay nhiều, dù trực tiếp hay gián tiếp Trong suốt quá trình học tập tại trường Đại học Bách Khoa TP.HCM em đã nhận được sự giúp đỡ tận tình của các thầy cô giáo, điều đó thật đáng quý và trân trọng

Với lòng biết ơn sâu sắc nhất, em xin gửi lời cảm ơn đến quý thầy cô giáo trường Đại học Bách Khoa TP.HCM, đặc biệt là các thầy cô bộ môn Hệ thống điện, khoa Điện – Điện tử đã truyền đạt cho em những kiến thức bổ ích, giúp em khắc phục được nhiều thiếu sót trong quá trình học tập, nghiên cứu và làm việc

Đặc biệt, em xin gửi đến Tiến sĩ Nguyễn Nhật Nam người đã tận tình hướng dẫn, giúp đỡ em trong suốt quá trình thực hiện luận văn này lời cảm ơn sâu sắc nhất Xin chân thành bày tỏ lòng biết ơn đến các thành viên Phòng nghiên cứu Hệ thống điện, Trung tâm Đào tạo và Nghiên cứu Phát triển, Công ty Cổ phần Tư vấn Xây dựng Điện 2 đã không ngừng hỗ trợ, tạo mọi điều kiện tốt nhất cho em trong suốt thời gian học tập và nghiên cứu thực hiện luận văn

Xin gửi lời cảm ơn đến gia đình, các anh chị và các bạn đã luôn giúp đỡ, sát cánh trong quá trình làm luận văn và trong quãng thời gian tươi đẹp trên ghế nhà trường này

Sau cùng, em xin kính chúc quý thầy cô thật dồi dào sức khỏe, tràn đầy vui tươi để tiếp tục thực hiện sứ mệnh cao đẹp của mình là truyền đạt kiến thức cho thế hệ mai sau

TP.HCM, ngày tháng năm 2024

Học viên thực hiện

Trương Cảnh Toàn

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ

Đến năm 2023, toàn quốc có tổng cộng 82.121 MW nguồn điện được lắp đặt, trong đó tổng công suất lắp đặt tại các miền Bắc, Trung, Nam lần lượt là 29,597 MW, 13,777 MW và 33,837 MW, lần lượt chiếm 36.6%, 16.8% và 46.6% trong tổng công suất nguồn toàn quốc Tỷ trọng công suất lắp đặt nguồn/công suất tiêu thụ cực đại năm 2023 ở ba miền Bắc, Trung, Nam lần lượt là 127.4%, 284.7%, và 194.3%, tương ứng tỷ lệ dự phòng thô ba miền lần lượt là 27.4%, 184.7% và 94.3% Có thể thấy rằng công suất lắp đặt nguồn tại mỗi miền, ngay cả khi không xét các nguồn năng lượng tái tạo biến đổi, đều lớn hơn công suất tiêu thụ cực đại miền tương ứng Tuy vậy, nếu nhìn vào tỉ lệ công suất các loại hình nguồn ở mỗi miền, miền Bắc có tỉ lệ công suất nguồn thủy điện rất cao, đến 32,3% Do đó, đến mùa khô, tổng công suất nguồn khả dụng tại miền Bắc lại không đủ đáp ứng cho phụ tải miền, dẫn đến việc sản lượng điện truyền tải từ miền Trung ra miền Bắc cần tăng cao trong mùa khô để bù vào nhu cầu nguồn bị thiếu hụt Tuy nhiên, tổng công suất thực truyền tải của 2 đường dây 500kV Đà Nẵng – Vũng Áng và Đà Nẵng – Hà Tĩnh từ miền Trung ra miền Bắc cũng chỉ hơn 2.000MW, gần bằng 10% công suất tiêu thụ cực đại miền Bắc năm 2023, khiến cho tình trạng thiếu điện của miền Bắc vào mùa khô là khó tránh khỏi Bên cạnh đó, việc chậm tiến độ thi công của một số đường dây 220kV tại miền Bắc khiến khả năng truyền tải nội vùng không đáp ứng phụ tải vào mùa khô, và dẫn đến tình trạng quá tải cục bộ miền Do vậy, vào một số thời điểm khi phụ tải miền Bắc tăng cao đột biến, Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0) đã phải cắt giảm phụ tải tại một số điểm, nhằm bảo đảm các đường dây không bị quá tải, và hệ thống điện được vận hành ổn định, an toàn Đỉnh điểm là vào ngày 05/06/2023, công suất tiêu thụ miền Bắc đã bị cắt giảm lên đến 3.609 MW lúc 16h30, trong đó khu vực công nghiệp lớn giảm khoảng 1.423 MW, khu sinh hoạt là 1.264 MW Đến năm 2024, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) dự báo, trong các tháng 5, 6, 7 tiếp theo, miền Bắc bước vào cao điểm nắng nóng, phụ tải hệ thống điện quốc gia tiếp tục có xu hướng tăng và cao hơn kế hoạch Với tình hình thủy văn và tiến độ đưa vào các dự án nguồn điện mới còn chậm… miền Bắc có khả năng thiếu hụt hàng nghìn MW điện trong mùa nóng

bảo cung ứng điện cho khu vực miền Bắc trong năm 2024 cũng như cho giai đoạn 2025-2030 là hết sức cần thiết và cần được xem xét càng sớm càng tốt Nhận thấy điều này có ý nghĩa thực tiễn với hệ thống điện Việt Nam, nội dung luận văn sẽ tập trung nghiên cứu và đưa ra các giải pháp để đảm bảo cung ứng điện miền Bắc xét về phía cạnh hệ thống điện

In 2023, a total of 82,121 MW of installed power sources nationwide.Tthe total installed capacity in the North, Central and South regions is 29,597 MW, 13,777 MW and 33,837 MW, respectively accounting for 36.6% 16.8% and 46.6% of the total national power capacity The proportion of installed power capacity/maximum consumption capacity in 2023 in the three regions of North, Central, and South is 127.4%, 284.7%, and 194.3% respectively, corresponding to the crude reserve ratio of the three regions being 27.4% respectively %, 184.7% and 94.3% It can be seen that the installed power capacity in each region, even without considering variable renewable energy sources, is larger than the corresponding region's maximum power consumption However, if we look at the ratio of capacity of different types of sources in each region, the North has a very high ratio of hydropower source capacity, up to 32.3% Therefore, in the dry season, the total available power capacity in the North is not enough to meet the regional load, leading to the need for electricity output transmitted from the Central region to the North to increase during the dry season to compensate for the demand source demand is lacking However, the total actual transmission capacity of the two 500kV lines Da Nang - Vung Ang and Da Nang - Ha Tinh from the Central region to the North is just over 2,000MW, nearly 10% of the maximum consumption capacity in the North this year 2023, making electricity shortages in the North difficult to avoid in the dry season In addition, the slow construction progress of some 220kV lines in the North makes the intra-regional transmission capacity unable to meet the load in the dry season, and leads to local overload in the region Therefore, at some times when the load in the North increased suddenly, the National Load Dispatch Center (A0) had to cut load at some points to ensure that the lines were not overloaded load, and the electrical system operates stably and safely At its peak on June 5, 2023, the Northern region's consumption capacity was cut to 3,609 MW at 4:30 p.m., of which the large industrial area decreased by about 1,423 MW, and the living area by 1,264 MW By 2024, Vietnam Electricity Group (EVN) forecasts that in the following months of May, June, and July, the North will enter peak heat waves, the load on the national electricity system will continue to increase and higher than planned With the hydrological situation and the slow progress of introducing new power source projects the North is likely to lack thousands of MW of electricity during the hot season

supply for the Northern region in 2024 as well as for the period 2025-2030 is extremely necessary and should be considered as soon as possible Realizing that this has practical significance for Vietnam's electricity system, the thesis content will focus on researching and providing solutions to ensure electricity supply in the North in terms of the electricity system

LỜI CAM ĐOAN

Tôi tên là Trương Cảnh Toàn, xin cam đoan luận văn thạc sĩ đề tài “Nghiên cứu hiện tượng cộng hưởng dưới đồng bộ trên lưới điện Việt Nam” là công trình nghiên cứu của chính bản thân tôi, dưới sự hướng dẫn khoa học của TS Nguyễn Nhật Nam

Các số liệu, kết quả mô phỏng trong luận văn này là trung thực Tôi cam đoan không sao chép bất kỳ công trình khoa học nào của người khác, mọi sự tham khảo đều có trích dẫn rõ ràng

TP.HCM, ngày tháng năm 2024

Người cam đoan

Trương Cảnh Toàn

CHƯƠNG 1.TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM 4

1.1 Tình hình tiêu thụ điện toàn quốc 4

1.2 Hiện trạng nguồn điện toàn quốc 4

1.3 Hiện trạng lưới điện truyền tải toàn quốc 5

1.3.1 Hiện trạng lưới điện truyền tải 5

1.3.2 Xu hướng truyền tải liên miền 6

1.4 Định hướng quy hoạch hệ thống điện đến năm 2030 8

1.4.1 Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc 8

1.4.2 Chương trình phát triển nguồn điện 8

1.4.3 Chương trình phát triển lưới điện 14

CHƯƠNG 2.ĐÁNH GIÁ CÂN BẰNG CÔNG SUẤT, ĐIỆN NĂNG 16

2.1 Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc 16

2.2 Cân bằng công suất và điện năng 16

2.2.1 Giả thiết 16

2.2.2 Kết quả cân bằng công suất 17

2.2.3 Kết quả cân bằng điện năng 22

2.3 Nhận xét và đánh giá kết quả cân bằng công suất và điện năng 27

CHƯƠNG 3.PHÂN TÍCH MỘT SỐ TÌNH HUỐNG SỰ CỐ MẤT ĐIỆN TRÊN THẾ GIỚI 28

3.1 Sự cố mất điện gần như toàn bộ đất nước Pakistan 28

3.2 Tunisia bị mất điện trên toàn quốc 30

3.3 Bangladesh phải liên tục cắt điện quy mô lớn giữa đợt nắng nóng gay gắt 30

3.4 Tổng hợp đánh giá các sự cố mất điện 31

CHƯƠNG 4.ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP CUNG ỨNG ĐIỆN KHU VỰC MIỀN

BẮC 33

4.1 Phân tích thực trạng cung cấp điện miền Bắc và đề xuất các giải pháp cung ứng điện 33

4.1.1 Hiện trạng cung ứng điện khu vực miền Bắc 33

4.1.2 Đánh giá cung ứng điện miền Bắc giai đoạn 2024-2030: 38

4.2 Phương pháp luận 41

CHƯƠNG 5.TÍNH TOÁN KIỂM TRA, ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CÁC GIẢI PHÁP 45

5.1 Tính toán kiểm tra và đánh giá hiệu quả giải pháp 1 45

5.1.1 Mô tả giải pháp 1 (Giải pháp ngắn hạn) 45

5.1.2 Tính toán kiểm tra trào lưu công suất 46

5.1.3 Tính toán kiểm tra ổn định tĩnh trước và chưa có đường dây mạch 03 miền Bắc 49 5.1.4 Tính toán giới hạn truyền tải theo điều kiện ổn định động 53

5.1.5 Đánh giá chung 56

5.2 Tính toán kiểm tra và đánh giá hiệu quả giải pháp 2 57

5.2.1 Mô tả giải pháp 2 57

5.2.2 Tính toán kiểm tra trào lưu công suất 59

5.2.3 Tính toán kiểm tra về độ dự trữ ổn định tĩnh trước và sau khi tăng cường nhập khẩu điện Lào 59

5.2.4 Tính toán kiểm tra về tổn thất hệ thống điện 60

5.2.5 Đánh giá chung 60

5.3 Tổng hợp hiệu quả các giải pháp 62

CHƯƠNG 6.KẾT LUẬN 64

6.1 Kết quả thực hiện được 64

6.2 Chưa thực hiện được 64

6.3 Hướng phát triển của luận văn 64

TÀI LIỆU THAM KHẢO 65

PHỤ LỤC 1 66

PHỤ LỤC 2 117

LÝ LỊCH TRÍCH NGANG 169QÚA TRÌNH ĐÀO TẠO 169QUÁ TRÌNH CÔNG TÁC 169

Quốc gia giai đoạn 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1: Biểu đồ tăng trưởng phụ tải giai đoạn 2028-2023 4

Hình 1.2: Cơ cấu nguồn điện toàn quốc năm 2023 5

Hình 1.3: Sản lượng truyền tải Bắc – Trung giai đoạn 2012- 2022 7

Hình 1.4: Sản lượng truyền tải Trung – Nam giai đoạn 2012- 2022 7

Hình 1.5: Biểu đồ khối lượng trạm biến áp xây mới và cải tạo đến năm 2050 15

Hình 1.6: Biểu đồ khối lượng đường dây xây mới và cải tạo đến năm 2050 15

Hình 3.1: Cơ cấu sản xuất điện năng từ các nguồn khác nhau của Pakistan (số liệu IEA, 2020) 28

Hình 4.1: Phụ tải cực đại toàn quốc ngày 19/05/2023 33

Hình 4.2: Phụ tải cực đại miền Bắc tháng 6/2023 đạt 23.932MW 34

Hình 4.3: Công suất và sản lượng điện cắt giảm tại miền Bắc trong tháng 6/2023 35

Hình 4.4: Các nguồn thủy điện dừng phát ngày 08/06/2023 36

Hình 4.5: “Nút cổ chai” 500kV tại giao diện truyền tải Bắc - Trung 37

Hình 4.6: Giao diện truyền tải 500kV hiện nay Bắc – Trung - Nam 38

Hình 4.7: Cân bằng công suất điện năng khu vực miền Bắc đến 2030 40

Hình 4.8: Sơ đồ khối phương pháp luận của đề tài 44

Hình 5.1: Sơ đồ đường dây 500kV mạch 3 và khu vực phụ cận 46

Hình 5.2: Cấu hình lưới điện chưa có đường dây 500kV mạch 3 47

Hình 5.3: Cấu hình lưới điện đã có 500kV mạch 3 48

Hình 5.4: Phương pháp xác định giới hạn truyền tải 50

Hình 5.3: Ổn định động hệ thống trước và sau khi có đường dây 500kV mạch 3 55

Hình 5.6: Bản đồ các nguồn thủy điện đang vận hành và trong quy hoạch tại Lào và khả năng nhập khẩu các nguồn này vào Việt Nam 57

Hình 5.7: Các trục liên kết Lào -Việt Nam theo QHĐ VIII và đề xuất để tăng cường khả năng nhập khẩu 58

DANH MỤC BẢNG

Bảng 1.1: Tiêu thụ công suất cực đại toàn hệ thống tới năm 2023 4

Bảng 1.2: Khối lượng đường dây và trạm biến áp các năm 2016-2022 5

Bảng 1.3: Dự báo phụ tải toàn quốc theo QHĐ VIII 8

Bảng 1.4: Danh mục các nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) LNG 9

Bảng 1.5: Danh mục các NMNĐ than đang xây dựng 10

Bảng 1.6: Danh mục các dự án nhiệt điện than chậm tiến độ, gặp khó khăn trong thay đổi cổ đông, thu xếp vốn 10

Bảng 1.7: Danh mục nguồn điện đồng phát, nguồn điện sử dụng nhiệt dư, khí lò cao, sản phẩm phụ của dây chuyền công nghệ trong các cơ sở công nghiệp 11

Bảng 1.8: Danh mục các nhà máy nhiệt điện khí trong nước 11

Bảng 1.9: Danh mục các nguồn thủy điện vừa và lớn 12

Bảng 1.10: Danh mục các nguồn thủy điện tích năng 12

Bảng 1.11: Danh mục các dự án thủy điện tiềm năng 13

Bảng 1.12: Danh mục các dự án điện mặt trời xem xét sau năm 2030 (được triển khai trong thời kỳ quy hoạch nếu thực hiện theo hình thức tự sản, tự tiêu) 13

Bảng 1.13: Tổng hợp khối lượng đường dây và trạm biến áp dự kiến theo QHĐ VIII 14

Bảng 2.1: Dự báo nhu cầu phụ tải giai đoạn 2025-2050 16

Bảng 2.2: Kết quả cân bằng công suất giai đoạn 2025-2050 18

Bảng 2.3: Kết quả cân bằng công suất giai đoạn 2025-2050 23

Bảng 3.1: Tổng hợp đánh giá các sự cố mất điện 31

Bảng 4.1: Sai số dự báo phụ tải trung bình ngày của các Tổng Công ty Điện lực trong tháng 5/2023 33

Bảng 4.2: Kết quả cân bằng điện năng Toàn quốc đến năm 2030 (Đơn vị: tr.kWh) 38

Bảng 4.3: Kết quả cân bằng công suất Toàn quốc đến năm 2030 (Đơn vị: MW) 39

Bảng 4.4: Kết quả cân bằng công suất – điện năng miền Bắc đến năm 2030 (Đơn vị: MW) 39

Bảng 5.1: Giới hạn truyền tải trên giao diện Bắc Trung Bộ - Bắc Bộ theo điều kiện ổn định tĩnh 51

Bảng 5.2: Tổng hợp kết quả tính toán công suất Pgh và tổng công suất ghi nhận trong chế

độ vận hành bình thường 52 Bảng 5.3: Tổng hợp kết quả tính toán công suất Pgh và tổng công suất ghi nhận trong chế

độ sự cố Quảng Trạch – Quỳnh Lưu nặng nề nhất 52 Bảng 5.4: Độ dự trữ ổn định hệ thống trước và sau khi tăng cường nhập khẩu điện Lào 60 Bảng 5.5: Tổn thất công suất cực đại hệ thống điện Việt Nam trước và sau khi tăng cường

nhập khẩu điện Lào 61 Bảng 5.6: Tổng hợp đánh giá hiệu qua và một số thông tin liên quan đến các giải pháp 62

Với tình hình cấp bách như vậy, việc nghiên cứu các giải pháp để đảm bảo cung ứng điện cho khu vực miền Bắc trong năm 2024 cũng như cho giai đoạn 2025-2030 là hết sức cần thiết và cần được xem xét càng sớm càng tốt Nhận thấy điều này có ý nghĩa thực tiễn với hệ thống điện Việt Nam, nội dung luận văn sẽ tập trung nghiên cứu và đưa ra các giải pháp để đảm bảo cung ứng điện miền Bắc xét về phía cạnh hệ thống điện

II Mục tiêu nghiên cứu

Mục tiêu chính của luận văn là đánh giá tình hình cung ứng điện khu vực miền Bắc ở thời điểm hiện hữu và giai đoạn đến năm 2030 Từ đó, đề xuất các giải pháp cung đảm bảo cung ứng điện cho khu vực miền Bắc thông qua việc tính toán và phân tích một số kịch bản trào

lưu công suất và ổn định III Đối tượng và phạm vi nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu: Hệ thống điện Việt Nam từ cấp điện áp 110kV – 500kV Phạm vi nghiên cứu: Luận văn thực hiện việc đánh giá, phân tích và đưa ra giải pháp

cung ứng điện cho hệ thống điện miền Bắc Các thời điểm sẽ xem xét là hiện hữu và giai đoạn đến năm 2030 Trong phạm vi luận văn sẽ tiền hành một số công tác chính như sau:

− Thu thập số liệu hiện hữu về nguồn, tải của năm hiện hữu và giai đoạn đến năm 2025 − Thu thập các số liệu vận hành về cung ứng điện hiện hữu để đánh giá sơ bộ và định

hướng giải pháp

hoạch điện VIII − Đánh giá cân bằng cung cầu công suất, điện năng cho năm hiện hữu và các năm quy

hoạch để định hướng giải pháp − Phân tích một số sự cố mất điện trên thế giới − Đề xuất các giải pháp đảm bảo cung ứng điện cho khu vực miền Bắc − Thực hiện các tính toán mô phỏng trào lưu công suất, ổn định (nếu có) để đánh giá hiệu

quả các giải pháp đã đề xuất − Kết luận về tính thực tiễn và hiệu quả − Đưa ra các điểm mới và định hướng các giải pháp khác trong tương lai

IV Ý nghĩa khoa học thực tiễn

Vấn đề thiếu điện cục bộ tại miền Bắc đã xảy ra thường xuyên và đặc biệt là vào mùa khô nắng nóng, thời điểm mà các hồ thủy điện kiệt nước và phụ tải tiêu thụ đạt đỉnh Việc cộng hưởng 2 yếu tố này đã gây thiếu hụt công suất điện trầm trọng tại miền Bắc Việc cắt điện đã phải diễn ra thường xuyên và trên diện trộng ở nhiều thời điểm trong mùa khô Do đó, việc đưa ra các giải pháp đảm bảo cung ứng điện cho khu vực miền Bắc về mặt khoa học đã có một số nghiên cứu, tuy nhiên chưa thực sự tổng thể và có phân tích rõ ràng Các giải pháp trong luận văn này sẽ đưa ra nhiều phía cạnh trên quan điểm tính toán và phân tích chuyên sâu để đề xuất các giải pháp phù hợp và tính khoa học cao nhất

V Phương pháp nghiên cứu

Dựa trên nhu cầu, thực trạng, cân bằng công suất – điên năng và phân tích các sự cố đã xảy trên thế giới, đề tài đã đưa ra các giải pháp dự kiến để đảm bảo cung ứng điện năng khu vực miền Bắc như sau:

− Giải pháp 1: Tăng cường nhập khẩu điện Lào − Giải pháp 2: Lắp đặt hệ thống BESS trên lưới 110kV tại các trung tâm phụ tải với mục

tiêu dịch chuyển đỉnh tải và giảm khả năng quá tải cục bộ, tăng chất lượng điện áp lưới truyền tải

− Giải pháp 3: Xây dựng hệ thống thủy điện tích năng: Dịch chuyển đỉnh nguồn/phát, tăng khả năng bảo đảm nhu cầu phụ tải giờ cao điểm

− Giải pháp 4: Chuyển các tổ máy chạy dầu từ Cần Thơ, Thủ Đức, Ô Môn I, Hiệp Phước ra miền Bắc để huy động giờ cao điểm: Bổ sung công suất giờ cao điểm

− Giải pháp 5: Xây dựng đường dây 500kV mạch 3 miền Bắc từ Quảng Trạch (Quảng Bình) – Phố Nối (Hưng Yên), tăng cường liên kết giao diện truyền tải Bắc – Trung để cung cấp điện cho miền Bắc

Trên cơ sở 05 giải pháp đề xuất này, đề tài đưa ra các phân tích về tính khả thi về thời gian và khả năng thực hiện đến năm 2030 để đưa ra lựa chọn các giải pháp để xem xét trong đề tài

Để thực hiện đề tài “Giải pháp cung ứng điện miền Bắc đến năm 2030” luận văn sử dụng phần mềm bản quyển PSSE của công ty Cổ phần Tư vấn Xây dựng Điện 2 (PECC2) để mô phỏng hệ thống điện 500kV, 220kV, 110kV Việt Nam

Sau khi mô phỏng hệ thống điện Việt Nam trên phần mềm PSSE, luận văn thực hiện tính toán trào lưu công suất, tổn thất công suất, ổn định tĩnh và ổn định động cho các giải pháp để đánh giá hiệu quả về mặt hệ thống điện trong việc cung ứng điện cho khu vực miền Bắc

VI Bố cục của luận văn

Tên luận văn “GIẢI PHÁP CUNG ỨNG ĐIỆN CHO KHU VỰC MIỀN BẮC ĐẾN NĂM 2030”

Bố cục của luận văn bao gồm bao gồm 6 phần với nội dung cụ thể như sau:

− Mở đầu: − Chương 1: Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam − Chương 2: Đánh giá cân bằng công suất, điện năng − Chương 3: Phân tích một số tình huống sự cố mất điện trên Thế giới − Chương 4: Đề xuất các giải pháp cung ứng điện khu vực Miền Bắc − Chương 5: Tính toán kiểm tra, đánh giá hiệu quả các giải pháp − Chương 6: Kết luận

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM

1.1 Tình hình tiêu thụ điện toàn quốc

Thống kê tình hình tiêu thụ công suất cực đại giia đoạn 2018-2023 của Toàn quốc và các miền được trình bày trong bảng và đồ thị sau:

Bảng 1.1: Tiêu thụ công suất cực đại toàn hệ thống tới năm 2023

Hình 1.1: Biểu đồ tăng trưởng phụ tải giai đoạn 2018-2023

Từ bảng thống kê cho thấy, tỷ trọng phụ tải của miền Trung tương đối thấp so với miền Bắc và miền Nam Tốc độ tăng trưởng một số năm gần đây có xu hướng giảm do gặp một số vấn đề liên quan đến dịch covid cũng như kinh tế đang trong giai đoạn phục hồi

1.2 Hiện trạng nguồn điện toàn quốc

Tính đến cuối năm 2023, quy mô hệ thống điện Việt Nam đứng đầu khu vực ASEAN về công suất nguồn điện với tổng công suất lắp đặt nguồn điện toàn hệ thống đạt 82,121 MW, tăng hơn 2,000 MW so với năm 2022

5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000 50,000

Phụ tải cực đại (MW)

Cấu trúc nguồn điện toàn quốc theo công suất đặt như sau:

Hình 1.2: Cơ cấu nguồn điện toàn quốc năm 2023

1.3 Hiện trạng lưới điện truyền tải toàn quốc

1.3.1 Hiện trạng lưới điện truyền tải

Lưới điện truyền tải Việt Nam được quy định với cấp điện áp từ 220kV trở lên, do EVNNPT quản lý vận hành Tổng khối lượng đường dây và trạm biến áp cao áp giai đoạn 2016-2022 được thống kê trong bảng dưới đây:

Bảng 1.2: Khối lượng đường dây và trạm biến áp các năm 2016-2022

Tốc độ tăng (%) 500kV 5.60% 16.00% 0.90% 12.60% 5.20% 13.30% 8.90% 2.30% 7.60% 26.00% 5.90% 9.80% 12.70% 5.10%

Theo đó, khối lượng đường dây và dung lượng MBA 500kV tăng trưởng trung bình 5.7%/năm và 12.8%/năm trong giai đoạn 2016-2021 Trong khi đó khối lượng đường dây và dung lượng MBA 220kV đạt tốc độ tăng trưởng bình quân 2.9% và 9.4% cùng giai đoạn

Điện gió6.04%

Điện mặt trời10.20%

Điện mặt trời mái nhà…Điện Sinh Khối

0.38%Nhiệt điện dầu

2.00%

Nhiệt điện khác 0.02%

Nhiệt điện khí 8.96%Nhiệt điện than

33.83%Thủy điện

21.72%

Thủy điện nhỏ6.83%

Nhập khẩu0.70%

Tổng công suất đặt: 82,121 MW

Năm 2022 khối lượng đường dây 500kV tăng trưởng 12.7% (cao hơn khoảng 6.8%), dung lượng MBA 500V tăng trưởng 5.1% thấp hơn (khoảng 4.7%) so với năm 2021, tốc độ tăng trưởng đường dây 220kV thấp hơn (khoảng 1.4%) và dung lượng MBA 220kV thấp hơn (khoảng 0.52%) so với năm 2021

Nhìn chung, hiện nay lưới điện truyền tải vẫn còn một số điểm đầy tải, quá tải cục bộ, chưa đáp ứng tiêu chí N-1 Trong các trường hợp sự cố nguồn, sự cố lưới hoặc phụ tải tăng cao thường gây quá tải các ĐZ 500kV, 220kV liên kết miền Tuy nhiên, với sự nỗ lực cố gắng, EVNNPT đã vận hành hệ thống truyền tải cơ bản an toàn, giảm thiểu tối đa sự cố

Năm 2022 EVNNPT hoàn thành đóng điện các dự án quan trọng như: ĐD 500kV Tây Hà Nội - Thường Tín, ĐD 500kV Nho Quan - Thường Tín, ĐD 500kV Quảng Trạch - Dốc Sỏi, ĐD 500kV Quảng Trạch – Vũng Áng và Sân phân phối 500kV Quảng Trạch, ĐD 500kV Vân Phong-Vĩnh Tân và đường dây 500kV đấu nối trạm biến áp 500kV Thuận Nam vào ĐD 500kV Vân Phong-Vĩnh Tân, NCS TBA 500kV Nho Quan GĐ2, NCS TBA 500kV Đăk Nông, NCS TBA 500kV Nhà Bè, NCS TBA 500kV ô Môn, NCS TBA 500kV Sông Mây, TBA 500kV Vân Phong, TBA 500kV Long Thành có ý nghĩa quan trọng trong việc tăng cường liên kết hệ thống điện 500kV và ổn định cho hệ thống điện quốc gia, đáp ứng nhu cầu tăng trưởng phụ tải của khu vực

1.3.2 Xu hướng truyền tải liên miền

Lưới điện 500 kV là xương sống của hệ thống điện Việt Nam với chiều dài hơn 1,500km chạy dọc từ Bắc vào Nam Hệ thống này đóng vai trò rất quan trọng trong việc cân bằng năng lượng toàn quốc và ảnh hưởng tới độ tin cậy cung cấp điện của từng miền

Các năm gần đây, đường dây 500 kV liên kết Bắc - Trung - Nam đóng vai trò đặc biệt quan trọng trong cân đối cung cầu điện toàn quốc Sản lượng truyền tải liên miền thường xuyên ở mức cao Năm 2022, lưới 500 kV và 220 kV đã đảm bảo truyền tải điện từ miền Trung cấp cho miền Bắc và miền Nam với sản lượng lần lượt là 0.86 tỷ kWh (tương đương 0.7% nhu cầu điện miền Bắc) và 12.12 tỷ kWh (tương đương ~10.6% nhu cầu điện miền Nam)

Hình 1.3: Sản lượng truyền tải Bắc – Trung giai đoạn 2012- 2022

Hình 1.4: Sản lượng truyền tải Trung – Nam giai đoạn 2012- 2022

Công tác vận hành lưới điện đáp ứng yêu cầu truyền tải và nhu cầu sử dụng điện tại các khu vực Tính đến hết năm 2021, sản lượng truyền tải trên lưới điện 500kV Trung - Bắc đạt 4.17 tỷ kWh, bằng 73% so với năm 2021 (5.69 tỷ kWh); Sản lượng truyền tải 500kV Trung - Nam đạt 22.21 tỷ kWh, bằng 199% so với năm 2021 (11.17 tỷ kWh) và chiếm ~18% sản lượng HTĐ miền Nam

Mức truyền tải nặng nhất trên đường dây 500kV truyền tải thuộc các ĐD truyền tải Trung - Trung, Trung - Bắc và Trung - Nam gồm: ĐD 500kV Nho Quan - Nghi Sơn 2- Hà Tĩnh, Hà Tĩnh - Vũng Áng, Đăk Nông- Cầu Bông

1.4 Định hướng quy hoạch hệ thống điện đến năm 2030

1.4.1 Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc

Theo dự báo của QHĐ VIII, mức tăng trưởng GDP bình quân khoảng 7%/năm trong giai đoạn 2021 – 2030, khoảng 6.5 – 7.5%/năm trong giai đoạn 2031-2050 Dự báo nhu cầu phụ tải Quốc gia giai đoạn 2025 – 2050 theo QHĐ VIII như sau:

Bảng 1.3: Dự báo phụ tải toàn quốc theo QHĐ VIII

1.4.2 Chương trình phát triển nguồn điện

Theo QHĐ VIII thì cơ cấu nguồn điện Việt Nam như sau: Năm 2030:

Tổng công suất các nhà máy điện phục vụ nhu cầu trong nước 150,489 MW (không bao gồm xuất khẩu, điện mặt trời mái nhà hiện hữu, năng lượng tái tạo để sản xuất năng lượng mới), trong đó: Điện gió trên bờ 21,880 MW (14.5%); Điện gió ngoài khơi 6,000 MW (4.0%), trường hợp công nghệ tiến triển nhanh, giá điện và chi phí truyền tải hợp lý thì phát triển quy mô cao hơn; Điện mặt trời 12,836 MW (8.5%, không bao gồm điện mặt trời mái nhà hiện hữu), gồm các nguồn điện mặt trời tập trung 10,236 MW, nguồn điện mặt trời tự sản, tự tiêu khoảng 2,600 MW Nguồn điện mặt trời tự sản, tự tiêu được ưu tiên phát triển không giới hạn công suất; Điện sinh khối, điện sản xuất từ rác 2,270 MW (1.5%), trường hợp đủ nguồn nguyên liệu, hiệu quả sử dụng đất cao, có yêu cầu xử lý môi trường, hạ tầng lưới điện cho phép, giá điện và chi phí truyền tải hợp lý thì phát triển quy mô lớn hơn; Thủy điện 29,346 MW (19.5%), có thể phát triển cao hơn nếu điều kiện kinh tế - kỹ thuật cho phép; Thủy điện tích năng 2,400 MW (1.6%); Pin lưu trữ 300 MW (0.2%); Điện đồng phát, sử dụng nhiệt dư, khí lò cao, các sản phẩm phụ của dây chuyền công nghệ trong các cơ sở công nghiệp 2,700 MW (1.8%), quy mô có thể tăng thêm phù hợp với khả năng của các cơ sở công nghiệp; Nhiệt điện than 30,127 MW (20.0%); Nhiệt điện khí trong nước 14,930 MW (9.9%); Nhiệt điện LNG 22,400 MW (14.9%); Nguồn điện linh hoạt 300 MW (0.2%); Nhập khẩu điện 5,000 MW (3.3%), có thể lên đến 8,000 MW

Định hướng đến năm 2050:

Tổng công suất các nhà máy điện 490,529-573,129 MW (không bao gồm xuất khẩu, năng lượng tái tạo để sản xuất năng lượng mới), trong đó: Điện gió trên bờ 60,050-77,050 MW (12.2-13.4%); Điện gió ngoài khơi 70,000-91,500 MW (14.3-16%); Điện mặt trời 168,594-189,294 MW (33.0-34.4%); Điện sinh khối, điện sản xuất từ rác 6,015 MW (1-1.2%); Thủy điện 36,016 MW (6.3-7.3%); Nguồn điện lưu trữ 30,650-45,550 MW (6.2-7.9%); Điện đồng phát, sử dụng nhiệt dư, khí lò cao, các sản phẩm phụ của dây chuyền công nghệ trong các cơ sở công nghiệp 4,500 MW (0.8-0.9%); Nhiệt điện than 0 MW (0%), không còn sử dụng than để phát điện; Nhiệt điện sử dụng sinh khối và amoniac 25,632-32,432 MW (4.5-6.6%); Nhiệt điện khí trong nước và chuyển sử dụng LNG 7,900 MW (1.4-1.6%); Nhiệt điện khí trong nước chuyển chạy hoàn toàn bằng hydro 7,030 MW (1.2-1.4%); Nhiệt điện LNG đốt kèm hydro 4,500-9,000 MW (0.8-1.8%); Nhiệt điện LNG chuyển chạy hoàn toàn bằng hydro 16,400-20,900 MW (3.3-3.6%); Nguồn điện linh hoạt 30,900-46,200 MW (6.3-8.1%); Nhập khẩu điện 11,042 MW (1.9-2.3%)

1.4.2.1 Danh mục và tiến độ các dự án nguồn quan trọng, ưu tiên đầu tư của ngành điện

Bảng 1.4: Danh mục các nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) LNG

T

Công suất (MW)

Xem xét trong Kế hoạch thực hiện Quy hoạch các vị trí tiềm năng tại khu vực Quỳnh Lập - Nghệ An, Nghi Sơn - Thanh Hóa

Công suất (MW)

Đã có trong QHĐVII điều chỉnh, giãn tiến độ, Thông báo số 64/TB-VPCP ngày

01/5/2023 của VPCP

chỉnh Các vị trí tiềm năng,

dự phòng cho các dự án chậm tiến độ hoặc không thể triển khai

Thái Bình, Nam Định, Nghi Sơn, Quỳnh Lập, Vũng Áng, Chân Mây, Mũi Kê Gà, Hiệp Phước 2, Tân Phước, Bến Tre, Cà Mau,

Bảng 1.5: Danh mục các NMNĐ than đang xây dựng

Công suất (MW)

2021-Đã có trong QHĐVII điều chỉnh

TT Dự án

Công suất (MW)

các nhà đầu tư, cho phép kéo dài đến tháng 6/2024 mà không triển khai được thì phải xem xét chấm dứt theo quy định của pháp luật

Bảng 1.7: Danh mục nguồn điện đồng phát, nguồn điện sử dụng nhiệt dư, khí lò cao, sản

phẩm phụ của dây chuyền công nghệ trong các cơ sở công nghiệp

Công suất (MW)

2030

2021-Đã có trong QHĐVII điều chỉnh

2031-Đã có trong QHĐVII điều chỉnh, giãn tiến độ

2021-Đã có trong QHĐVII điều chỉnh

Bảng 1.8: Danh mục các nhà máy nhiệt điện khí trong nước

VII điều chỉnh

VII điều chỉnh

TT Dự án Công suất

VII điều chỉnh Các dự án khác

Một số địa phương đề xuất thêm các dự án thuỷ điện tích năng: Điện Biên, Lai Châu, Quảng Trị, Kon Tum, Khánh Hoà, Đắk Nông, Tuy nhiên, số lượng các dự án, công suất, vị trí, sự cần thiết phải được tiếp tục đánh giá dựa trên nhu cầu hệ thống để báo cáo Thủ tướng Chính phủ

1.4.2.2 Danh mục các dự án thủy điện tiềm năng

Bảng 1.11: Danh mục các dự án thủy điện tiềm năng

1.4.2.3 Danh mục các dự án điện mặt trời xem xét sau năm 2030

Bảng 1.12: Danh mục các dự án điện mặt trời xem xét sau năm 2030 (được triển khai

trong thời kỳ quy hoạch nếu thực hiện theo hình thức tự sản, tự tiêu)

hành (MW)

TT Dự án Tỉnh Công suất chưa vận

1.4.3 Chương trình phát triển lưới điện

Tổng hợp khối lượng đường dây và trạm biến áp dự kiến theo Quy hoạch điện VIII được tổng hợp như sau:

Bảng 1.13: Tổng hợp khối lượng đường dây và trạm biến áp dự kiến theo QHĐ VIII

Định hướng giai đoạn 2031-

2050

Biểu đồ thể hiện khối lượng đường dây và trạm biến áp dự kiến theo QHĐ VIII

Hình 1.5: Biểu đồ khối lượng trạm biến áp xây mới và cải tạo đến năm 2050

Hình 1.6: Biểu đồ khối lượng đường dây xây mới và cải tạo đến năm 2050

Chi tiết danh mục được trình bày trong phụ lục chương trình phát triển lưới điện

Giai đoạn 2021-2030Định hướng giai đoạn 2031-2050

TBA 500kV cải tạo

TBA 220kV xây dựng mới

TBA 220kV cải tạo

Trạm HVDC xây dựng mới

CHƯƠNG 2 ĐÁNH GIÁ CÂN BẰNG CÔNG SUẤT, ĐIỆN NĂNG

2.1 Dự báo nhu cầu phụ tải toàn quốc

Theo dự báo của QHĐ VIII, mức tăng trưởng GDP bình quân khoảng 7%/năm trong giai đoạn 2021-2030, khoảng 6,5-7,5%/năm trong giai đoạn 2031-2050 Dự báo nhu cầu phụ tải Quốc gia giai đoạn 2025-2050 theo QHĐ VIII như sau:

Bảng 2.1: Dự báo nhu cầu phụ tải giai đoạn 2025-2050

2.2 Cân bằng công suất và điện năng

− Quy mô các dự án sẽ tuân theo Quy Hoạch Điện VIII, kế hoạch 5 năm 2024-2028 và tiến độ thực tế triển khai các dự án như dự báo ở phần trước

− Tham khảo Đề án Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2021-2030, tầm

2.2.2 Kết quả cân bằng công suất

Kết quả cân bằng công suất và điện năng giai đoạn 2025-2050 được trình bày tóm tắt trong các bảng sau:

Bảng 2.2: Kết quả cân bằng công suất giai đoạn 2025-2050

STT Nội Dung 2025 2030 2035 2040 2045 2050

STT Nội Dung 2025 2030 2035 2040 2045 2050

STT Nội Dung 2025 2030 2035 2040 2045 2050

2.2.3 Kết quả cân bằng điện năng

Bảng 2.3: Kết quả cân bằng điện năng giai đoạn 2025-2050 (triệu kWh)

D2 Thừa/thiếu 0 0 0 0 0 0