» Nhận định - Dự báo

Tích hợp điện mặt trời vào lưới điện [Kỳ cuối]: Giải pháp khắc phục các ảnh hưởng

07:25 |23/02/2021

 - 

Theo nhận định của người viết, từ góc nhìn quản lý, các giải pháp cho việc tích hợp nguồn điện mặt trời (PV) vào lưới có thể chia làm hai nhóm, gồm (1) nhóm các giải pháp từ góc nhìn quản lý tập trung hệ thống điện, và (2) nhóm các giải pháp có độ linh hoạt cao, cho phép phân quyền phân tán trong hệ thống điện. Nhóm (1) xuất phát từ mô hình quản lý truyền thống, trong khi nhóm (2) cần xây dựng thêm những thay đổi, điều chỉnh về mặt chính sách, cơ chế quản lý lưới điện để có thể được thực thi. Một số giải pháp kỹ thuật, hoặc quy trình vận hành cụ thể có thể sử dụng ở cả hai nhóm, với quy mô và tính chất áp dụng có thể khác nhau.  


Tích hợp điện mặt trời vào lưới điện [Kỳ 1]: Các ảnh hưởng trên lưới điện


KỲ 2: CÁC GIẢI PHÁP CHO TÍCH HỢP HIỆU QUẢ ĐIỆN MẶT TRỜI VÀO LƯỚI ĐIỆN


3/ Các giải pháp cho việc tích hợp và vận hành các nguồn PV trên lưới điện:

Nhóm 1: Các giải pháp từ góc nhìn quản lý tập trung hệ thống điện:

Để quá trình tích hợp nguồn PV vào lưới điện được thực hiện tốt, từ góc nhìn quản lý tập trung hệ thống điện thì ít nhất cần thực hiện các khâu sau: Xác định cân bằng cung cầu năng lượng; Công tác vận hành, điều khiển của quản lý/điều độ hệ thống điện; Việc đặt ra các yêu cầu kỹ thuật kết nối nguồn PV vào lưới điện; Các giải pháp kỹ thuật phân tán trên lưới.

Việc xác định cân bằng cung cầu năng lượng nhằm tính toán lượng công suất PV (hay các dạng năng lượng tái tạo không điều độ được) lớn nhất có thể tích hợp vào hệ thống. Việc này về cốt lõi là ước lượng mức độ hiện tại và khả năng mở rộng của các nguồn tài nguyên linh hoạt điều khiển được trong hệ thống điện, nhằm đánh giá khả năng cân bằng với sự thay đổi công suất của các nguồn PV, như cách mà các nhà quản lý, điều độ hệ thống điện vẫn thực hiện trước kia với sự biến thiên của phụ tải và các sự cố (trước khi có PV).

Tổ chức Năng lượng Quốc tế (IEA) đã đề xuất một phương pháp tương ứng cho việc này, được gọi là phương pháp Đánh giá tính linh hoạt - FAST (Flexibility Assessment) [12], như được tóm tắt trong hình sau đây, trong đó đáp ứng của phụ tải cũng được xem xét như là một nguồn tài nguyên linh hoạt, được điều khiển thông qua cơ chế giá điện, hoặc cơ chế kiểm soát phụ tải từ xa (nếu có). Phương pháp này đề nghị khung thời gian cho việc đánh giá cân bằng cung cầu là mỗi 36 giờ. Trong trường hợp cần thiết, các khung thời gian nhỏ hơn như 6 giờ, 1 giờ và 15 phút có thể được sử dụng.



Hình 2: Sơ đồ thể hiện phương pháp FAST [12].


Theo phương pháp này, trong việc đánh giá khả năng đáp ứng nhu cầu cân bằng với các nguồn PV nói riêng cũng như các nguồn năng lượng tái tạo biến thiên nói chung, có 4 nhóm tài nguyên cần được xem xét khả năng thay đổi linh hoạt, gồm: Các nguồn điện linh hoạt điều khiển được, trong đó có các nguồn có có tốc độ đáp ứng nhanh; Các hệ thống lưu trữ năng lượng, trong đó có các hệ thống đáp ứng (nạp/xả) nhanh; Các lưới điện liên kết (nếu có); Đáp ứng của phụ tải.

Trong công tác vận hành, điều khiển hệ thống điện, cần thực hiện việc lên kế hoạch điều độ căn cứ vào dự báo phụ tải, các nguồn điện truyền thống, nguồn PV cũng như các nguồn năng lượng tái tạo biến thiên khác và những kịch bản có thể phát sinh, sau đó trong quá trình vận hành thì cần giám sát diễn biến của các nguồn PV, các nguồn năng lượng tái tạo khác và phụ tải một cách liên tục và kịp thời có những động tác điều khiển hợp lý để giữ cân bằng công suất hệ thống và ổn định tần số. Có thể thấy là việc dự báo công suất nguồn PV cũng như các nguồn năng lượng tái tạo nói chung đóng vai trò rất quan trọng trong việc xác định cân bằng cung cầu năng lượng, cũng như trong công tác vận hành điều khiển hệ thống điện.

Trong quá trình tích hợp các nguồn PV, bên cạnh các tác động điều khiển trực tiếp từ phía điều độ hệ thống điện, người ta nhận thấy các nguồn năng lượng tái tạo và PV nói riêng cần có các đáp ứng nhanh và tự động về công suất, điện áp phù hợp với quy luật điều tần, điều áp và hỗ trợ tính ổn định của hệ thống. Việc thực thi các đáp ứng này được quy định trong bộ yêu cầu kỹ thuật cho việc kết nối nguồn PV vào lưới. Các bộ quy định này đã được nhiều quốc gia phát triển trong nhiều năm qua để phù hợp cho lưới điện mỗi nước.

Về khía cạnh điều khiển, có thể xem đây là quy luật của lớp điều khiển phân tán, tại chỗ các nguồn PV, còn các tác vụ điều khiển tại trung tâm điều độ thuộc về lớp điều khiển trung tâm. Việt Nam cũng đã ban hành các bộ yêu cầu kỹ thuật cho các nguồn PV trong các thông tư 25/2016/TT-BCT (quy định hệ thống điện truyền tải), 39/2015/TT-BCT (quy định hệ thống điện phân phối), 30/2019/TT-BCT (sửa đổi bổ sung một số điều của thông tư 25/2016/TT-BCT và 39/2015/TT-BCT). Trong đó cũng có quy định về chức năng LVRT (đã được nói đến ở mục 2) cho việc kết nối với lưới truyền tải và phân phối nhằm hỗ trợ ổn định động và ổn định điện áp cho hệ thống điện.

Hình 3: Chức năng LVRT cho các nguồn điện mặt trời và gió nối vào lưới truyền tải và phân phối - Thông tư 30/2019/TT-BCT.


Một vài giải pháp kỹ thuật khác sử dụng thiết bị phân tán trên lưới:

Một trong những cách để giảm ảnh hưởng của nguồn PV đối với lưới điện mà vẫn tích hợp được lượng lớn công suất PV vào lưới là tăng cường ưu tiên lắp đặt cho các nguồn PV có tính phân tán thay vì PV tập trung, như PV trên mái nhà, trên các công trình công cộng… Các nguồn PV phân tán sẽ được tiêu thụ một phần bởi các tải tại chỗ, hoặc xung quanh, làm giảm gánh nặng truyền tải và quá áp so với PV tập trung, như trong hình dưới đây [13].

Theo nghiên cứu trên, một lưới điện phân phối điển hình của Nhật Bản [9] có tổng công suất tải 1.38 MW, các nguồn PV mái nhà với tổng công suất 2.1 MW dẫn đến vi phạm điện áp nhỏ hơn so với trường hợp nguồn PV tập trung cuối phát tuyến có công suất 1 MW.

Ngoài ra, với cùng một lượng công suất lắp đặt, PV phân tán cũng ít chịu ảnh hưởng của những thay đổi ngắn hạn về thời tiết như nguồn PV tập trung [2], như đã trình bày ở mục 3.

Hình 4: Điện áp của một lưới phân phối US [13] trong hai trường hợp:

  1. a.Tích hợp nguồn PV tập trung - b. Tích hợp nguồn PV phân bố


Một số các giải pháp sử dụng thiết bị phân tán phổ biến là lắp đặt các thiết bị bù linh hoạt như SVC, STATCOM (lưới truyền tải), D-STATCOM (lưới phân phối) để cải thiện ổn định tĩnh, ổn định động, ổn định điện áp (lưới truyền tải) và chất lượng điện áp trong hệ thống. Với mục đích cải thiện chất lượng điện áp trên lưới phân phối, có thể xem xét sử dụng các bộ điều áp theo nấc (SVR) tiên tiến cho phép cài đặt các mức điện áp ngưỡng và thời gian trễ [14]. SVR tiên tiến có đáp ứng chậm (từ 10s đến 180s) nhưng có chi phí ít đắt đỏ hơn SVC và D-STATCOM.

Nhóm 2: Các giải pháp linh hoạt, cho phép phân quyền quản lý trong hệ thống điện:

Trong khuôn khổ bài viết này, xin giới thiệu ba giải pháp có tính linh hoạt và tính phân quyền có thể khắc phục các khó khăn trong quá trình tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo biến đổi nói chung và nguồn PV nói riêng vào lưới điện: Sản xuất hydro từ năng lượng tái tạo; Nhà máy điện ảo (Virtual Power Plant); Lưới điện nhỏ (Microgrid). Không chỉ như vậy, các giải pháp này còn góp phần tạo ra những thay đổi về cấu trúc trên phạm vi rộng, những thay đổi sâu sắc về mô hình hoạt động của hệ thống điện, hệ thống năng lượng và nền kinh tế năng lượng.

Sản xuất hydro từ năng lượng tái tạo, nhìn từ câu chuyện tích hợp nguồn năng lượng tái tạo vào lưới điện, là một phương thức giúp chuyển hóa và tích trữ năng lượng tái tạo dư thừa, hỗ trợ việc cân bằng sự thay đổi của các nguồn năng lượng tái tạo hay các nguồn PV nói riêng, tăng mức độ linh hoạt của hệ thống điện.

Hydro có thể được sản xuất từ năng lượng tái tạo (năng lượng điện) theo nhiều cách, trong đó cách phổ biến nhất là sử dụng năng lượng điện để tách nước và hydro trong thiết bị điện phân. Từ đây hydro được tạo ra có thể được sử dụng làm nhiên liệu cho các nhà máy điện quay có công nghệ phù hợp hoặc cho pin nhiên liệu (fuel cell). Theo cách này, năng lượng điện tái tạo, trong đó có các nguồn PV, có thể được sử dụng trong hệ thống điện mà không gây ra các khó khăn về điều độ như cách phát trực tiếp hoàn toàn vào lưới điện. Hydro còn có thể được dùng trong các hệ thống khác như làm nhiên liệu cho các phương tiện giao thông vận tải, làm nguyên liệu cho ngành công nghiệp hóa chất, giúp cung cấp năng lượng trong các tòa nhà dân dụng v.v…

Nhìn xa hơn, việc sản xuất hydro từ năng lượng điện tái tạo không chỉ dừng lại ở câu chuyện phương tiện tích trữ năng lượng cho giải pháp tích hợp các nguồn PV vào lưới điện. Nó có thể thay đổi cách mà hệ thống năng lượng vận hành và tạo ra cả một nền kinh tế mới - nền kinh tế hydro [15, 16].

Hình 5: Tích hợp hệ thống năng lượng Điện - Khí được áp dụng ở cơ sở sản xuất hydro lớn nhất thế giới FH2R [15,16].


Nhà máy điện ảo (VPP), như được định nghĩa một cách tổng quát ở [17], là một tập hợp của các nguồn phân tán, được kết nối với nhau thông qua hệ thống điều khiển dựa trên công nghệ thông tin và viễn thông. Nhà máy điện ảo hoạt động như một thực thể quan sát được trong hệ thống điện, luôn phải kết nối với lưới điện, và có thể ở hình thức tĩnh hay động (tức có thể có sự thay đổi thành phần tham gia tùy thời điểm). Nhà máy điện ảo cần phải có ba đặc tính sau:

1/ Bao gồm một tập hợp các nguồn phân tán, trong đó thường có các nguồn năng lượng tái tạo, thiết bị lưu trữ năng lượng, và tải linh hoạt; Kết quả của việc kết hợp này là VPP có thể được tham số hóa bởi một bộ tham số tương ứng với nhà máy điện quay truyền thống, bao gồm công suất phát điều khiển được tốc độ thay đổi công suất phát, khả năng điều chỉnh điện áp và khả năng dự trữ công suất.

2/ VPP có hệ thống điều khiển để khiến nó có thể vận hành như một thực thể trong hệ thống điện. Hệ thống điều khiển này có thể ở hình thức điều khiển tập trung hay phân tán.

3/ VPP thường có thể có một trong hai vai trò, hoặc là cung cấp dịch vụ phụ trợ cho hệ thống, hoặc là tham gia thị trường điện như một nhà máy điện quay đơn lẻ.


Hình 6: Mô tả khái niệm nhà máy điện ảo [18].


Với những đặc điểm trên, mô hình VPP có năng lực tự điều tiết các dao động công suất của các nguồn năng lượng tái tạo thành phần của nó, hình thành quán tính như thể một nhà máy điện quay, và vì thế có thể giúp tích hợp các nguồn điện mặt trời vào lưới mà không tạo ra các ảnh hưởng như đã đề cập đối với lưới điện.

Mô hình VPP hiện nay đang được phát triển ở một số nơi trên thế giới, như Úc [19], Nhật Bản [20], châu Âu... Điển hình là hệ thống VPP ở Nam Úc [19] gồm 50,000 hộ tiêu thụ với 50,000 PV mái nhà tương ứng và hệ thống lưu trữ năng lượng Tesla PowerWall. VPP trên vận hành như một nhà máy điện quay có công suất định mức 250 MW. Toyota cũng đang trong giai đoạn nghiên cứu triển khai mô hình VPP ở Thành phố Toyota với sự tham gia của các xe điện trong vai trò phụ tải kiêm thiết bị lưu trữ năng lượng di động [20].

Lưới điện nhỏ, theo định nghĩa trong tiêu chuẩn IEEE 2030.7 [21], là một nhóm các tải và nguồn năng lượng phân tán kết nối với nhau, có ranh giới điện được xác định rõ ràng, hoạt động như một thực thể điều khiển được đối với lưới điện, và có thể vận hành trong cả hai chế độ, hoặc kết nối lưới hoặc cô lập khỏi lưới.

So sánh với VPP, lưới điện nhỏ có các điểm khác biệt sau: Có năng lực vận hành độc lập với lưới điện, và có ranh giới điện được xác định rõ ràng. Lưới điện nhỏ có năng lực tự trị cao hơn VPP, và tương tự như VPP, nó có thể giúp tích hợp các nguồn PV cũng như năng lượng tái tạo vào hệ thống điện một cách hiệu quả và tin cậy. Các dự án lưới điện nhỏ đã bắt đầu được phát triển ở nhiều nơi trên thế giới từ hơn 10 năm trước, như ở Đức, Tây ban Nha, Bồ Đào Nha, Ý, Nhật, Hàn Quốc, Bắc Mỹ [22].


Hình 7: Hình ảnh minh họa khái niệm lưới điện nhỏ của Phòng nghiên cứu Berkeley [23].


Nhìn từ góc độ quản lý tập trung lưới điện, VPP và lưới điện nhỏ là các mô hình phân quyền phân tán của điều độ trung tâm, chia sẻ gánh nặng điều khiển lưới điện, và cũng nhận được phần lợi ích tương ứng. Chúng cần các chính sách và cơ chế phù hợp để có thể được triển khai tại Việt Nam./.

TRẦN HUỲNH NGỌC; LÊ THANH NGHỊ

TRUNG TÂM ĐÀO TẠO VÀ NGHIÊN CỨU PHÁT TRIỂN - CÔNG TY CỔ PHẦN TƯ VẤN XÂY DỰNG ĐIỆN 2 (PECC2)



Tài liệu tham khảo:

[1] H. Asano, K. Yajima and Y. Kaya, "Influence of photovoltaic power generation on required capacity for load frequency control," in IEEE Transactions on Energy Conversion, vol. 11, no. 1, pp. 188-193, March 1996, doi: 10.1109/60.486595.

[2] W. T. Jewell and T. D. Unruh, "Limits on cloud-induced fluctuation in photovoltaic generation," in IEEE Transactions on Energy Conversion, vol. 5, no. 1, pp. 8-14, March 1990, doi: 10.1109/60.50805.

[3] M. Klein, G. J. Rogers and P. Kundur, "A fundamental study of inter-area oscillations in power systems," in IEEE Transactions on Power Systems, vol. 6, no. 3, pp. 914-921, Aug. 1991, doi: 10.1109/59.119229.

[4] H. Liu, L. Jin, D. Le and A. A. Chowdhury, "Impact of high penetration of solar photovoltaic generation on power system small signal stability," 2010 International Conference on Power System Technology, Hangzhou, 2010, pp. 1-7, doi: 10.1109/POWERCON.2010.5666627.

[5] Y. T. Tan and D. S. Kirschen, "Impact on the Power System of a Large Penetration of Photovoltaic Generation," 2007 IEEE Power Engineering Society General Meeting, Tampa, FL, 2007, pp. 1-8, doi: 10.1109/PES.2007.385563.

[6] Rakibuzzaman Shah, Nadarajah Mithulananathan, Ramesh Bansal, Kwang Y. Lee and Abraham Lomi, ” Influence of Large-scale PV on Voltage Stability of Sub-transmission System, ” International Journal on Electrical Engineering and Informatics, Volume 4, Number 1, March 2012.

[7] Nguyen Hoang Viet, Akihiko Yokoyama, “Influence of Penetration Levels and Fault Ride-Through Characteristics of Photovoltaic Generation on Voltage Stability,” Journal of International Council on Electrical Engineering, 3:4, 283-289, doi: 10.5370/jicee.2013.3.4.283.

[8] J. H. R. Enslin, "Network impacts of high penetration of photovoltaic solar power systems," IEEE PES General Meeting, Providence, RI, 2010, pp. 1-5, doi: 10.1109/PES.2010.5589675.

[9] Huynh Ngoc Tran, Mai Koide, Masaki Imanaka, Jumpei Baba and Daisuke Iioka, “Analysis of technical solutions for dealing with distribution line overvoltage due to large penetration of photovoltaic generation,” The International Conference on Electrical Engineering, Okinawa, Japan, July, 2016.

[10] F. Katiraei, K. Mauch, and L. Dignard-Bailey, “Integration of photovoltaic power systems in high-penetration clusters for distribution networks and mini-grids,” National Resources Canada, January 2009.

[11] M. S. ElNozahy, M. M. A. Salama, “Technical impacts of grid-connected photovoltaic systems on electrical networks-A review,” J. Renewable Sustainable Energy 5, 032702 (2013).

[12] Chandler, “H. Harnessing Variable Renewables - A Guide to the Balancing Challenge,” OECD/International Energy Agency 2011, ISBN 978-92-64-11138-7.

[13] Raymond Hudson, Gerd Heilscher, “PV Grid Integration – System Management Issues and Utility Concerns,” Energy Procedia, Volume 25, 2012, Pages 82-92, ISSN 1876-6102.

[14] Takumi Zaitsu, Ngoc Huynh Tran, Michihiro Kawanishi, Tatsuo Narikiyo, "Advanced SVR control by PSO to handle over-voltage in distribution system," The 61st Japan Joint Automatic Control Conference, 17-18, Nov, 2018, Nagoya, Japan.

[15] https://www.toshiba-energy.com/en/info/info2020_0307.htm

[16] Nhi Đỗ, “"Hồi Chuông" đánh thức "Nền Kinh Tế Hydro",” Bản tin năng lượng PECC2, tháng 4, 2020. Link: http://www.pecc2.com/Detail.aspx?isMonthlyNew=1&newsID=101458&MonthlyCatID=17&year=2020

[17] G. Plancke, K. De Vos, R. Belmans and A. Delnooz, "Virtual power plants: Definition, applications and barriers to the implementation in the distribution system," 2015 12th International Conference on the European Energy Market (EEM), Lisbon, 2015, pp. 1-5, doi: 10.1109/EEM.2015.7216693.

[18] Barry Hayes, Chapter 9 - Distribution Generation Optimization and Energy Management, Editor(s): G.B. Gharehpetian, S. Mohammad Mousavi Agah, Distributed Generation Systems, Butterworth-Heinemann, 2017, Pages 415-451.

[19] https://about.bnef.com/blog/tesla-australian-virtual-power-plant-cheaper-u-s-pv/

[20] https://global.toyota/en/detail/16980172?fbclid=IwAR2oVUor29fkvOFEqggpQupc80TxUQvnwxfAYDlhusFhM1QhexGat37gV_s

[21] IEEE. IEEE Standard for the Specification of Microgrid Controllers; IEEE Std 2030.7-2017; IEEE: New York, NY, USA, 2018; pp. 1–43

[22] Taha Selim Ustun, Cagil Ozansoy, Aladin Zayegh, “Recent developments in microgrids and example cases around the world—A review,” Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 15, Issue 8, 2011, Pages 4030-4041, ISSN 1364-0321.

[23] https://www.lbl.gov/a_z_link/microgrids-at-berkeley-lab/




TÒA SOẠN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM
Văn phòng giao dịch: Phòng 406-407-408, Tòa nhà Văn phòng, số 87 Láng Hạ, Ba Đình, Hà Nội.
Email: toasoan@nangluongvietnam.vn

Liên hệ Thư ký Tòa soạn: Mai Văn Thắng (Hotline: 0969998822)

Liên hệ Giám đốc Trung tâm Đối ngoại: Lê Mỹ (Hotline: 0949723223)

Liên hệ Trung tâm Quảng cáo: Nguyễn Tiến Sỹ (Hotline: 0969998811) - Phan Thanh Dũng (Hotline: 0942632014)

Trang TTĐT của Tạp chí Năng lượng Việt Nam hoạt động theo Giấy phép số: 66/GP-TTĐT, cấp ngày 30/3/2018
của Cục Quản lý Phát thanh, Truyền hình và Thông tin Điện tử - Bộ Thông tin - Truyền thông.

Based on MasterCMS 2012 ver 2.3