Kiến giải tồn tại

Trao đổi với Giáo sư Nguyễn Ngọc Trân về "đổi mới" năng lượng Việt Nam

07:34 |25/06/2018

 - 

Theo các chuyên gia của Tạp chí Năng lượng Việt Nam, khi chúng ta đã hoãn phát triển điện hạt nhân, nếu không phát triển mạnh các nhà máy nhiệt điện than thì điện mặt trời và điện gió chỉ góp thêm nỗi khổ cho người dùng điện (phải chi nhiều tiền để mua điện hơn)... Bài viết dưới đây xin trao đổi về những nội dung trong các bài viết "Nhiệt điện than Duyên Hải và Nhiệt điện Vĩnh Tân, từ vi mô đến vĩ mô" (24 tr.); "Cần một tổng sơ đồ năng lượng quốc gia đổi mới" (3 tr.) và "Đổi mới tổng sơ đồ năng lượng quốc gia" (4 tr.) của GS, TS. Nguyễn Ngọc Trân (đại biểu Quốc hội khóa IX, X, XI).

TS. NGUYỄN THÀNH SƠN (*)

1. Nhiệt điện chạy than và phát thải khí nhà kính

Có 3 sản vật không thể thiếu để duy trì sự tồn tại và phát triển của loài người: nước uống, thức ăn và năng lượng. Trong quá trình khai thác, chế biến, sản xuất và tiêu dùng 3 sản vật này, loài người luôn phải làm ô nhiễm môi trường (nước gây ô nhiễm/cạn kiệt môi trường nước; thức ăn - gây ô nhiễm môi trường nước, đất, hủy diệt hệ sinh vật và hệ thực vật; năng lượng - gây ô nhiễm môi trường không khí, môi trường đất, vv...).

Trước hết, trên thế giới (TG), hầu như 100% nhiệt điện nói chung, đều sử dụng các nguồn nhiên liệu hóa thạch (than, dầu, khí, uranium), chỉ có một số rất ít, rất không đáng kể có sử dụng nhiên liệu sinh khối (sản phẩm nghiền từ thực vật).

Việc chuyển hóa nhiệt năng thành điện năng, về cơ bản, ở tất cả các quốc gia (có nền công nghiệp phát triển như G8, hay chậm phát triển như Việt Nam hay Lào) và kể từ năm 1882 (khi Thomas Edison xây dựng tại New York nhà máy nhiệt điện đầu tiên) đến nay đều dựa trên qui trình Carnot của hơi nước (sau được cải tiến thành chu trình Rankine có quá nhiệt trung gian).

Các loại nhiên liệu hóa thạch (trừ uranium) và nhiên liệu sinh khối đều có nguồn gốc cơ bản là carbon (C), khi được đốt (ở Mỹ hay ở Việt Nam) đều phải sinh ra khí CO2. Báo cáo tổng hợp từ các nghiên cứu của Mueller-EIKE năm 2013, lượng khí "nhà kính" CO2 này phát sinh từ các nguồn như sau:

Nguồn: Various research summarized by Mueller-EIKE 2013.

Số liệu tổng hợp trên cho thấy:

1/ lượng khí nhà kinh phát SINH từ các hoạt động của tự nhiên (đại dương, vi sinh vật, sâu bọ, côn trùng, băng vĩnh cửu, núi lửa, cháy rừng, động vật có vú) là 1180÷1820 tỷ tấn, chiếm tỷ trọng 93÷95%.

2/ lượng khí nhà kính phát THẢI từ các hoạt động của con người (chăn nuôi, trồng trọt trong nông nghiệp, đốt than, dầu, khí) là 57÷64 tỷ tấn, chiếm 3÷5%. Trong đó, việc đốt các nhiên liệu hóa thạch phát thải khoảng 32 tỷ tấn, chiếm 2%.

Như vậy, bầu không khí của Việt Nam (cũng như của thế giới) bị ô nhiễm khí CO2 chủ yếu từ biến động đại dương và từ ngành nông nghiệp.

Theo Buttina 2013 và các nguồn khác, tỷ trọng của các loại khí trong khí quyển hiện nay được đánh giá như sau:

- 78% nitrogen N2.

- 21% oxygen O2.

- Hơi nước/mây: (thay đổi từ 1-5%.

- Các loại khí nhà kính, trong đó carbon dioxide CO2 chiếm 0,04%.

Như vậy, ảnh hưởng từ các hoạt động đốt nhiên liệu hóa thạch của con người (trong phát điện và trong GTVT) đến thay đổi khí nhà kính chỉ chiếm tỷ trọng 2% x 0,04% = 0,0008% là rất không đáng kể. Nếu tính lượng than trên thế giới được sử dụng cho phát điện là 70%, lượng khí nhà kính phát thải từ nhiệt điện chạy than trong biểu đồ trên chỉ khoảng 10 tỷ tấn/năm, chỉ chiếm 0,6% trong số 2%.

Hay nói cách khác, việc phát thải khí CO2 của các nhà máy nhiệt điện chạy than chỉ chiếm tỷ trọng: 0,6% x 0,04% = 0,00024%.

Đây cũng chính là cơ sở khoa học của việc Chính phủ Mỹ của Donal Trump tuyên bố rút khỏi Hiệp định về giảm phát thải khí nhà kính và cho khôi phục lại ngành than của Mỹ (quốc gia đã sử dụng than để phát điện trong suốt 136 năm qua).

Ở Việt Nam, nhà máy nhiệt điện chạy than đầu tiên được xây dựng ở Bờ Hồ (Hà Nội) năm 1895 sử dụng than từ mỏ Khánh Hòa/Phấn Mễ, Thái Nguyên. Trong suốt 123 năm qua, tuy không có số liệu thống kê chính thức, nhưng do nền công nghiệp của chúng ta kém phát triển, nên tỷ trọng của than trong cân bằng năng lượng của Việt Nam thấp hơn nhiều so với mức bình quân của Mỹ và của thế giới.

Tóm lại, về VĨ MÔ, việc phát triển các nhà máy nhiệt điện chạy than của Việt Nam không phải là "đánh đổi môi trường lấy kinh tế".

2. Nhiệt điện chạy than "sạch" hay "bẩn"?

Công nghệ tiên tiến nhất

Các nhà máy nhiệt điện đốt than ở Việt Nam bằng lò hơi công nghệ "ghi xích" (được đánh giá là "bẩn" theo tiêu chí chung của thế giới) như Yên Phụ, Cao Ngạn, Vinh, vv... đến nay không còn tồn tại. Nhà máy nhiệt điện chạy than Uông Bí được xây dựng từ 19/5/1961 và đi vào hoạt động từ 18/1/1964, đã đánh dấu một bước tiến về công nghệ phát điện bằng than (mỏ Vàng Danh) ở Việt Nam. Mặc dù trên thế giới khi đó, phần lớn các nhà máy nhiệt điện chủ yếu chạy bằng than nâu và lighnite, nhưng Việt Nam đã được Liên Xô giúp thiết kế và xây dựng một nhà máy nhiệt điện sử dụng anthracite là loại than rất "sạch" về môi trường (hàm lượng lưu huỳnh <0,5%).

Bắt đầu từ những năm 1980 của thế kỷ trước, khi vấn đề "mưa a xít" (nguy hại hơn vấn đề phát thải khí nhà kính) được quan tâm, trên thế giới việc sử dụng than có hàm lượng lưu huỳnh trên 1,5% để phát điện đã được khuyến cáo từ bỏ. Đồng thời với Luật Bảo vệ môi trường, tiêu chuẩn phát thải về khí và bụi của Việt Nam khi triển khai dự án Nhà máy Nhiệt điện Phả Lại mở rộng cũng đã được cập nhật theo tiêu chuẩn của WB. Kể từ sau Phả Lại, các dự án nhiệt điện chạy than ở Việt Nam, do phải huy động vốn nước ngoài, đều phải thiết kế đáp ứng tiêu chuẩn của WB. Các công ty tư vấn nước ngoài do các chủ đầu tư Việt Nam thuê thiết kế và giám sát thiết kế các nhà máy nhiệt điện chạy than cũng đương nhiên áp dụng các tiêu chuẩn thiết kế tiên tiến.

Thực tế, kể cả các bản thiết kế định hướng (concept design) hay các đánh giá tác động môi trường của các nhà máy nhiệt điện do tư vấn Việt Nam thực hiện đều được "copy" các tiêu chuẩn thế giới, trong đó có tiêu chuẩn về môi trường (phát thải).

Cũng chính vì phải đảm bảo các tiêu chuẩn về phát thải tương đương với tiêu chuẩn của thế giới, khi triển khai các dự án Nhà máy Nhiệt điện chạy than Na Dương (đốt than Na Dương có hàm lượng lưu huỳnh 6,5%) và Nhà máy Nhiệt điện chạy than Cao Ngạn (đốt than Núi Hồng có hàm lượng lưu huỳnh 2,5%), chủ đầu tư là TKV đã phải áp dụng công nghệ đốt than thuộc loại tiên tiến nhất thế giới, đó là công nghệ lò hơi tầng sôi tuần hoàn (CFB). Khi đó, tổ máy phát điện bằng công nghệ CFB lớn nhất thế giới có công suất 100MW, của Việt Nam là 55MW. Công nghệ này đã cho phép khử được 99,9% lưu huỳnh và giảm đáng kể phát thải khí SOx và NOx.

Như ta đã biết, ngoài việc sử dụng công nghệ SCR để khử khí NOx, và công nghệ FGD để khử SOx, toàn bộ các NMNĐ chạy than của TKV và nhiều nhà máy nhiệt điện than khác ở Việt Nam đã giải quyết cơ bản vấn đề phát thải NOx và SOx bằng công nghệ CFB. Công nghệ CFB là một bước tiến quan trọng trong đốt than, cho phép đạt được hai mục đích: (i) duy trì nhiệt độ buồng đốt thấp (chỉ xấp xỉ 850 độ C) nhằm giới hạn cơ chế phát sinh NOx ngay từ trong buồng đốt của lò hơi; và (ii) đốt kèm than với đá vôi để khử SOx.

CFB là một trong những công nghệ tiên tiến, về mặt lý thuyết đã có từ lâu, và được ứng dụng ở qui mô công nghiệp (trên thực tế) trong khuôn khổ triển khai các công nghệ đốt than sạch CCT (Clean Coal Technology) ở nhiều nước trên thế giới, trong đó, Việt Nam là một trong những quốc gia đi đầu.

Tương tự, về khử bụi, công nghệ ESP được áp dụng rộng rãi ở tất cả các nhà máy nhiệt điện chạy than của Việt Nam cũng là công nghệ tiên tiến, rất hiệu quả và chưa có công nghệ nào thay thế.

"Một mẩu bánh mỳ không phải là cái bánh mỳ"

Các chỉ tiêu phát thải được đưa ra trong các bài viết của tác giả Nguyễn Ngọc Trân không phải là luận cứ khoa học, vì đó chỉ là số liệu được "trích" từ hệ thống C&I trong trung tâm điều khiển của các nhà máy nhiệt điện chạy than.

Tương tự, các số liệu về tro bay và xỉ đáy lò được đưa ra trong bài viết của tác giả Nguyễn Ngọc Trân cũng chỉ là phần "ngọn", cần phải được xem xét từ "gốc". Công nghệ đốt than trong các nhà máy nhiệt điện than được thiết kế "đơn chiếc", căn cứ vào chủng loại than cụ thể được sử dụng. Gốc rễ của vấn đề là công nghệ đốt than của lò hơi được tính toán/thiết kế có phù hợp với đặc tính cơ bản của loại than được sử dụng hay không? Đặc tính cơ bản của loại than được đưa vào thiết kế là một giải giá trị (min-max) của các thông số. Trong điều kiện phải nhập khẩu than theo kiểu "ăn đong", các chủ đầu tư không phải lúc nào cũng nhập khẩu được đúng loại than mong muốn.

Vì vậy, các chỉ số về thành phần tro bay hay xỉ đáy lò chỉ đúng cho "mẻ" than cụ thể đó. Trong quá trình phát điện, ở bất kỳ nhà máy nhiệt điện nào, các "mẻ" than cũng không thể giống nhau hoàn toàn. Chúng luôn thay đổi ngay cả trong cùng một dây truyền máy nghiền - máy cấp liệu - vòi phun. Vấn đề là chất lượng than đưa vào buồng đốt có đảm bảo theo thiết kế hay không, có "sạch" hay không? Còn thành phần vật lý và thành phần hóa học của tro bay và xỉ đáy lò chỉ là kết quả đương nhiên của qúa trình chuyển hóa (về vật lý và về hóa học) của than trong lò hơi.

Nên nhớ rằng, cùng một loại than, dùng phát điện (đốt) ở đâu (Việt Nam hay Mỹ) cũng cho ra thành phần tro bay và xỉ đáy lò như nhau, vì đó là những thành phần không cháy được. Và vì vậy, cũng không có ai làm thay đổi được. Những số liệu đó hoàn toàn không phải là căn cứ khoa học để phủ định việc dùng than phát điện.

"Một nửa cái bánh mỳ thì không phải là cái bánh mỳ", hơn thế, một mẩu bánh mỳ thì càng không phải là cái bánh mỳ.

Về bản chất tro và xỉ của nhà máy nhiệt điện than không phải là chất "thải"

Như trong bài viết của tác giả Nguyễn Ngọc Trân đã trình bày, thành phần của tro bay và xỉ đấy lò của các nhà máy nhiệt điện than, ngoài thành phần carbon không cháy hết (C), chủ yếu gồm các ô xít kim loại như Al2O3, CaO, Fe2O3, K2O, MgO, Mn2O3, Na2O, SiO2, TiO2, và các ô xít khác như P2O5, SO2. Vì vậy, trong các giáo trình của Liên Xô (trước đây), tro bay và xỉ đáy lò của các nhà máy nhiệt điện được gọi là "khoáng sản thứ sinh", cần được tận dụng. Thật vậy, hàm lượng Al2O3 trong tro xỉ lên tới hơn 20%. Trong khi hàm lượng này trong bauxite Tây Nguyên cũng chỉ hơn 40%. Hàm lượng Fe2O3 trong tro xỉ cũng lên tới 15÷20%. Trong khi hàm lượng Fe2O3 này trong mỏ sắt Thạch Khê cũng chỉ đến 50÷55%. Đặc biệt, hàm lượng TiO2 trong tro xỉ lớn hơn 0,52%. Trong khi hàm lượng này trong các mỏ titan Bình Thuận nhỏ hơn 0,5%. Tiêu chuẩn tính trữ lượng titan (hàm lượng biên) ở Bình Thuận còn thấp hơn hàm lượng titan trong tro xỉ của các nhà máy nhiệt điện. Vì vậy, về kỹ thuật, có thể gọi các bãi tro xỉ của các nhà máy nhiệt điện là mỏ titan, mỏ bauxite, mỏ sắt "thứ sinh" (tạo ra trong quá trình hoạt động của con người).

Vì chúng ta chưa xem xét đến vấn đề khai thác và tận dụng các loại "khoáng sản thứ sinh" này, nên gán cho chúng là "chất thải", đối xử với chúng như chất thải và khi không xử lý được những vấn đề có liên quan thì lên án chúng. Đó là cách tiệm cận không khoa học.

Tại nhà máy nhiệt điện chạy than Cao Ngạn, Thái Nguyên của TKV, bãi tro xỉ chỉ có diện tích hơn 2ha, nhưng chưa bao giờ bị "đầy" hay bị "bụi", vì tro xỉ được dùng để sản xuất gạch không nung cấp cho thị trường Hà Nội.

Nhiều doanh nghiệp tư nhân ở khu vực Vĩnh Tân cũng rất sẵn sàng và mong được tận dụng tro xỉ của các nhà máy nhiệt điện chạy than tại đây.

Không nên nhầm lẫn khái niệm về "nước thải"

Xét về mặt kỹ thuật và trên thực tế, công nghệ phát điện bằng than không hề có "nước thải". Các nhà máy nhiệt điện chạy than có thể có nước thải, nhưng nước thải đó không phải xuất phát từ công nghệ phát điện. Đó chỉ là một lượng rất không đáng kể nước thải từ sinh hoạt hay nước thải từ hệ thống tưới cây, hệ thống dập bụi.

Nước được các nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiều nhất chỉ là NƯỚC TUẦN HOÀN của hệ thống làm mát tua bin. Trong quá trình tuần hoàn, nước chỉ bị tiêu hao một lượng không đáng kể do bốc hơi. Nước này được bơm vào và bơm ra (tuần hoàn) qua gian tua bin - máy phát chỉ để làm mát cho thiết bị. Vì vậy, nước tuần hoàn trước khi bơm vào nhà máy và sau khi được bơm ra từ nhà máy không thay đổi về thành phần hóa học, chỉ thay đổi về nhiệt độ. Nhiệt độ nước tuần hoàn bơm ra được thiết kế cao hơn nhiệt độ khi bơm vào không lớn hơn 7 độ C. Toàn bộ các dự án nhà máy nhiệt điện đều đáp ứng tiêu chuẩn này. Vì vậy, nước tuần hoàn của các nhà máy nhiệt điện không hề làm bẩn môi trường.

3. Về địa điểm xây dựng

Trong qui hoạch xây dựng cũng như trong thiết kế triển khai các dự án nhà máy nhiệt điện, có 3 vấn đề luôn phải được xem xét/cân nhắc/so sánh các phương án để giải quyết một cách tối ưu, đó là: nước tuần hoàn, cung cấp than, và đấu nối với hệ thống.

Lợi thế rất cơ bản của các nhà máy nhiệt điện than ven biển ở Việt Nam là tận dụng được nước biển để làm nước tuần hoàn. Lượng nước tuần hoàn này rất lớn, khoảng 3÷5 triệu m3/ngày đêm cho 1000MW. Vì vậy, nếu các nhà máy nhiệt điện được xây dựng không phải ở ven biển, phải sử dụng nước ngọt để làm nước tuần hoàn. Với yêu cầu lưu lượng nước lớn như trên, việc tìm địa điểm xây dựng (gần sông hay gần hồ) là không hề đơn giản, thậm chí là bất khả thi.

Do vậy, việc triển khai hàng loạt các dự án nhà máy nhiệt điện ven biển (Duyên Hải, Vĩnh Tân, Quảng Trạch, Dung Quất, Nghi Sơn, Thái Bình, Hải Phòng, Quảng Ninh, v.v...) là một giải pháp rất cơ bản để giải bài toán nước tuần hoàn.

Cũng liên quan đến bài toán nước tuần hoàn, nhiều dự án nhà máy nhiệt điện của Việt Nam đã áp dụng công nghệ "tháp làm mát". Đây là công nghệ thường chỉ áp dụng cho các nhà máy nhiệt điện ở các nước có khí hậu ôn đới (độ ẩm bình quân thấp, hệ số bốc hơi cao), hay cho các nhà máy điện hạt nhân. Trong điều kiện nhiệt đới, Việt Nam đã và đang áp dụng thành công công nghệ rất sạch này cho các nhà máy nhiệt điện chạy than.

Ngoài ra, ở những nơi khan hiếm nước ngọt (như Vĩnh Long, Bình Thuận, Ninh Thuận) các nhà máy nhiệt điện chạy than (như Duyên Hải, Vĩnh Tân) đã đầu tư công nghệ khử mặn để sử dụng nước biển làm nước công nghệ (cung cấp cho lò hơi). Đây cũng là một giải pháp công nghệ tiên tiến lần đầu tiên được áp dụng ở Việt Nam.

Đồng thời với việc giải quyết vấn đề nước tuần hoàn, việc đặt các nhà máy nhiệt điện ven biển của Việt Nam còn tận dụng được lợi thế sử dụng cảng biển để nhập khẩu than. Cùng với sự xuất hiện các trung tâm nhiệt điện (như Duyên Hải, Vĩnh Tân, Nghi Sơn, Quảng Trạch, v.v...) đã và sẽ tiếp tục hình thành các cảng biển lớn, với tổng công suất thiết kế bốc dỡ than lên tới vài chục triệu tấn/năm. Tại các cảng nhập than (Duyên Hải, Vĩnh Tân, Nghi Sơn, v.v...) nhiều công nghệ bốc than hiện đại đã được triển khai với các dây chuyền công nghệ được tự động hóa ở mức cao và liên hoàn từ cầu cảng đến tận kho than.

Việc đấu nối với hệ thống của các NMNĐ ven biển cũng được xem xét và xử lý hài hòa. Phần lớn các dự án điện ven biển (như Duyên Hải, Vĩnh Tân, Nghi Sơn, Quảng Trạch, Thái Bình, Hải Phòng, v.v...) ngoài việc cung cấp điện cho các phụ tải lớn (như khu công nghiệp, khu kinh tế) tại chỗ trong khu vực (góp phần giảm tổn thất trong truyền tải điện năng, ổn định tần số và công suất) còn có vai trò rất quan trọng trong việc cân bằng hệ thống để hình thành và vận hành hệ thống điện hợp nhất toàn quốc. Hệ thống điện hợp nhất toàn quốc là nền tảng cơ bản đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.

4. Vai trò của nhiệt điện than trong phát triển phong điện và quang điện

Những người "cưỡi ngựa xem hoa" thường đánh giá rất cao tiềm năng phát triển các nguồn năng lượng tái tạo mới (quang điện và phong điện) ở Việt Nam. Những người lập quy hoạch (hay tổng sơ đồ phát triển) điện chưa bao giờ quên tiềm năng của các nguồn năng lượng tái tạo mới này. Những người vận hành hệ thống điện, kinh doanh bán điện luôn "toát mồ hôi hột" mỗi khi nhắc đến tiềm năng này.

Nói cho vui và nói theo cảm tính thì dễ, ai cũng nói được, nhưng không nên nói theo kiểu núp danh khoa học (ngụy khoa học) và càng không thể chấp nhận những cái gọi là "đề xuất" hay "kiến nghị" của các tổ chức "sạch" hay "xanh" (green) được viết ra bằng nguồn tài trợ của những kẻ đang muốn bán thiết bị cho những người thiếu hiểu biết.

Chúng ta, ai cũng biết phong điện và quang điện là tương lai của ngành điện, vì chúng rất sạch (thực ra chỉ tương đối sạch thôi), rất nhiều (gần như vô tận) vì vậy không ai phản đối việc Việt Nam phải ưu tiên phát triển các nguồn điện này. Làm "cái gì?" thì ai cũng nói được. Vấn đề là "khi nào?", "như thế nào?", "bằng cái gì?", v.v...

Để ví dụ dễ hiểu, chúng tôi chỉ xin nhắc lại ý kiến của một nghiên cứu viên của Đại học Điện lực Hà Nội, người Việt đang tham gia triển khai các dự án điện mặt trời và điện gió ở Úc như sau (trích nguyên văn bức thư):

"Điện mặt trời được ban ngày, ban đêm đúng là tắt ngóm trừ phi mình lắp thêm pin, mà pin thì cũng đang rất đắt. Chính phủ Úc bên này hiện đang có hỗ trợ lớn cho năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, bọn em cũng tìm hiểu về điện mặt trời lắp mái thì thấy không phù hợp với những gia đình đi làm. Rõ ràng, ban ngày thì đi làm rồi không cần dùng, ban đêm thì không có để dùng. Nếu muốn dùng thì phải lắp pin, mà dung lượng pin cũng không đủ để dùng cho sinh hoạt thắp sáng buổi tối (nước và đun nấu bọn em phải dùng gas).

Khung giờ cao điểm sử dụng điện ở Việt Nam cũng không phải là giờ có nhiều nắng.

Các tấm pin mặt trời hiện tại trong hồ sơ đấu nối của bọn em đều đạt công suất cực đại trong trường hợp đủ nắng và nhiệt độ dưới 25 độ C. Có 1 nhà máy điện vừa xét xong hồ sơ, đang chạy thử nghiệm nhưng họ gặp vấn đề ở dải công suất lớn nhất vì không đủ nắng để đạt 80% công suất cực đại (hiện tại Úc đang là mùa đông). Với điều khiện nhiệt độ như Việt Nam chắc pin mặt trời khó đạt được công suất cực đại.

Để đảm bảo tần số hệ thống ổn định, "cung" lúc nào cũng phải bằng "cầu". Các nhà máy điện truyền thống thì bắt buộc phải phát mức công suất được điều độ (bọn em gọi là dispatch target). Các nhà máy này phải tăng giảm công suất theo một tốc độ nhất định trong 1 chu kỳ điều độ (dispatch interval). Các nhà máy năng lượng tái tạo (semi-schedule) nếu không bị giới hạn để đảm bảo an toàn cho lưới (bọn em gọi là dispatch cap) thì sẽ được tăng giảm công suất tuỳ ý, phụ thuộc vào nguồn năng lượng. Như vậy tức là nguồn "cung" trong hệ thống rất khó đoán trước, gây khó khăn trong việc điều khiển tần số. Vấn đề này đòi hỏi phải lắp đặt hệ thống pin (battery).

Một nhược điểm nữa cũng liên quan đến tần số. Các nhà máy truyền thống dựa trên hệ thống tua bin để tạo ra điện. Các tua bin quay cùng tần số với tần số của hệ thống điện. Khi tần số hệ thống dao động, các tua bin có quán tính nên góp phần hãm độ dao động của tần số, tức là góp phần kéo tần số lại giá trị ổn định (đối với lưới Việt Nam là 50Hz). Các nhà máy điện gió và điện mặt trời không phát điện xoay chiều ở tần số cố định 50Hz được nên phải sử dụng các bộ chỉnh lưu và nghịch lưu để đổi dòng điện từ 1 chiều sang xoay chiều. Để đạt được tần số 50Hz, hiện tại họ dùng bộ điều khiển gọi là phase lock loop (PLL), đo góc pha điện áp để chặt dòng 1 chiều thành dòng hình sin cùng pha với điện áp điểm đấu nối. Thế nên nếu tần số hệ thống mà thay đổi nhanh chóng, nếu có ít các nhà máy truyền thống (như nhiệt điện chạy than), sẽ dễ dẫn đến sụp đổ tần số. Cái này cũng là điểm yếu của pin vì pin cũng hoạt động theo kiểu chuyển từ 1 chiều sang xoay chiều. Có lẽ dùng thuỷ điện tích năng thì ổn hơn.

Nhược điểm lớn nữa đối với các lưới điện hình tia là lưới điện yếu, tức là điện áp điểm đấu nối rất dễ dao động khi chỉ có những thay đổi nhỏ trong hệ thống. Khi đó góc pha điện áp cũng thay đổi liên tục và nhanh làm bộ PLL bị loạn. Để xác định lưới điện yếu hay không hiện tại dựa trên tỷ số ngắn mạch (Short circuit ratio- SCR) được tính bằng công suất ngắn mạch tại điểm đấu nối chia cho công suất của nhà máy mặt trời hoặc gió. Công nghệ điện gió và mặt trời hiện tại ở Úc là chỉ hoạt động được với SCR lớn hơn khoảng 1.2. Vì vậy, Úc đang soạn thảo luật mới (tầm tháng 7 sẽ có hiệu lực) là các công ty truyền tải cần phải tính toán SCR tại các nút truyền tải hàng năm, nếu SCR thấp hơn 3.0, phải đưa ra các giải pháp để cải thiện. Giải pháp tiết kiệm nhất là đường dây nào bị sự cố hay bị ngắt ra để bảo dưỡng, mà làm SCR thấp hơn 1.5 là cắt nhà máy ra khỏi lưới luôn. Trong trường hợp đó (cắt ra khỏi lưới các trạm điện mặt trời và điện gió) đòi hỏi phải có nhiều nguồn phát điện dự phòng (nhiệt điện than hay điện hạt nhân).

Các nước phát triển họ có nhiều tiền nên họ có những chính sách trợ giá để khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo. Những chính sách này 1 phần sẽ hỗ trợ các nhà sản xuất phát triển công nghệ, giúp cho chi phí sản xuất công nghệ ngày càng giảm đi, chất lượng sản phẩm ngày càng tăng lên. Theo em nghĩ (cái này thì đúng là ếch ngồi đáy giếng vì em không có gì để minh chứng) thì các khoản khuyến khích của Việt Nam thường không chảy vào phần phát triển công nghệ. Thế nên có lẽ đợi thêm vài năm nữa, công nghệ pin (battery) của anh Tesla rẻ hẳn đi, cũng đâu có muộn ạ."

(Hết trích dẫn)

5. Tóm lại

1/ Các nguồn năng lượng hóa thạch nói chung và nhiệt điện than không thể đóng vai trò lớn trong việc gây ô nhiễm và biến đối khí hậu. Ngược lại, đối với Việt Nam, các nhà máy nhiệt điện than sẽ đóng vai trò quyết định trong việc phát triển các dự án điện mặt trời và điện gió.

2/ Có thể nói, việc áp dụng thành công các công nghệ tiên tiến trong phát điện bằng than (như lò hơi CFB, lọc bụi tĩnh điện, khử SOx, khử NOx, sử dụng nước biển thay nước ngọt để làm nước tuần hoàn, khử mặn nước biển để làm nước công nghệ, tháp làm mát, tự động hóa cảng biển, v.v...) là những thành tựu đáng ghi nhận của ngành kỹ thuật nhiệt điện của Việt Nam.

3/ Việt Nam đã hoãn phát triển điện hạt nhân. Nếu không phát triển mạnh các nhà máy nhiệt điện than thì điện mặt trời và điện gió chỉ góp thêm nỗi khổ cho người dùng điện (phải chi nhiều tiền để mua điện hơn).

(*) HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM; NGUYÊN TỔNG GIÁM ĐỐC CÔNG TY CỔ PHẦN NHIỆT ĐIỆN CẨM PHẢ

Lưu ý: Mọi trích dẫn và sử dụng bài viết này cần được sự đồng ý của tác giả thông qua Tạp chí Năng lượng Việt Nam bằng văn bản.



®   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