Năng lượng tái tạo và vấn đề tích hợp hệ thống điện [Tạm kết]: Kết luận, kiến nghị

Năng lượng tái tạo và vấn đề tích hợp hệ thống điện [Kỳ 1]: Bất cập sau các quyết định

Năng lượng tái tạo và vấn đề tích hợp hệ thống điện [Kỳ 2]: Giải pháp cho ĐMTMN

KỲ CUỐI: THÁCH THỨC VÀ GIẢI PHÁP ĐỂ PHÁT TRIỂN NGUỒN ĐIỆN GIÓ, ĐIỆN MẶT TRỜI TRONG QUY HOẠCH ĐIỆN VIII

Tình hình phát triển điện gió tại Việt Nam

Nếu điện mặt trời có Quyết định số 11 và 13, thì với điện gió, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 29/06/2011 về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam và Quyết định số 39 ngày 10/8/2018 về việc sửa đổi, bổ sung một số điều của Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg.

Sau khi các Quyết định khuyến khích phát triển các nhà máy điện gió ra đời, hàng loạt các nhà máy điện gió đã được Thủ tướng Chính phủ đồng ý bổ sung vào Quy hoạch điện VII điều chỉnh (QHĐ VII ĐC).

Cụ thể, tính đến tháng 3/2020, Việt Nam đã có 78 dự án điện gió với tổng công suất khoảng 4.800 MW được bổ sung QHĐ VII ĐC, trong đó có 11 dự án (tổng công suất 377 MW) đã vận hành phát điện; 31 dự án (tổng công suất 1.620 MW) đã ký hợp đồng mua bán điện và dự kiến đi vào vận hành trước tháng 11/2021.

Giữa năm 2020, Thủ tướng Chính phủ tiếp tục phê duyệt bổ sung 7.000 MW điện gió tại các Văn bản số 795/TTg-CN ngày 25/06/2020 và Văn bản số 911/TTg-CN ngày 15/7/2020.

Nghĩa là tổng công suất điện gió tới năm 2025 có mặt trong QHĐ VII ĐC vào tháng 6/2020 đã là 11.800 MW. Con số này cao hơn rất nhiều so với mục tiêu được đặt ra trong QHĐ VII ĐC là có khoảng 800 MW vào năm 2020, khoảng 2.000 MW vào năm 2025 và khoảng 6.000 MW vào năm 2030.

Trong điều kiện quy mô công suất các nguồn điện gió được bổ sung quy hoạch rất lớn như trên, PECC2 đã tiếp tục chủ động đề xuất EVN để thực hiện báo cáo: “Nghiên cứu phương án giải tỏa công suất các dự án NLTT đến năm 2025” và đã được EVN thống nhất. Tương tự như báo cáo “Nghiên cứu giải tỏa công suất các dự án nhà máy điện mặt trời, điện gió trên toàn quốc đến năm 2020” mà PECC2 đã thực hiện ở giai đoạn trước, báo cáo này cũng đã chỉ ra tình trạng quá tải lưới điện ở những khu vực tập trung nhiều nguồn điện gió như: Khu vực tỉnh Quảng Trị, Quảng Bình, khu vực Tây Nguyên, Tây Nam bộ… tính toán công suất bị giảm phát để đưa ra danh mục các công trình cần phải bổ sung QH và các công trình cần đẩy nhanh tiến độ nhằm giải tỏa công suất các nguồn điện gió (ĐG) và điện mặt trời (ĐMT).

Trong báo cáo, PECC2 cũng đã đưa ra các con số quy mô tiềm năng kỹ thuật có thể giải tỏa theo các vùng đến năm 2025 làm cơ sở để EVN có kế hoạch triển khai công tác chuẩn bị đầu tư/bổ sung quy hoạch các công trình lưới truyền tải để giải tỏa các nguồn điện ĐG và ĐMT ở giai đoạn này.

Theo tính toán và đánh giá thì các vùng có điều kiện thuận lợi để phát triển thành trung tâm năng lượng năng lượng tái tạo (NLTT) tiềm năng là Trung Trung bộ, Tây Nguyên, Nam Trung bộ 1, Nam Trung bộ 2, Đông Nam bộ và Tây Nam bộ với tổng công suất đến năm 2025 là khoảng 20.635 MW(ac) và đến năm 2030 là khoảng 48.598 MW(ac). Bản đồ các khu vực trung tâm NLTT tiềm năng dưới đây:

Hình 8: Sơ đồ phân vùng khu vực trung tâm NLTT tiềm năng [14].


Với quy mô tiềm năng NLTT rất lớn như vậy, báo cáo đề xuất các điểm đấu nối để hấp thụ công suất các nguồn NLTT đến năm 2025 như sau:

Như vậy, đến năm 2025, tính toán lũy kế tổng công suất các nguồn NLTT có thể giải tỏa là khoảng 30.000 MW(ac) chiếm tỷ trọng khoảng 30% tổng nguồn điện toàn quốc. Trong nội dung báo cáo, PECC2 cũng đã đưa ra danh mục các công trình lưới điện truyền tải cần bổ sung QH để giải tỏa công suất các trung tâm NLTT tiềm năng đến năm 2025 theo tiêu chí N-0 như: Trạm biến áp (TBA) 500 kV Lao Bảo, đường dây (ĐZ) 500 kV Lao Bảo - Quảng Trị, TBA 500 kV Hồng Phong, TBA 500 kV Đắk Lắk 1, TBA 500 kV Bạc Liêu, ĐZ 500 kV Bạc Liêu - Thốt Nốt, ĐZ 500 kV Bạc Liêu - Long Phú, TBA 500 kV Trà Vinh, ĐZ 500 kV Trà Vinh - Sông Hậu và trạm gom công suất năng lượng tái tạo phía 220 kV ở các khu vực trung tâm NLTT tiềm năng.

Ngoài ra, báo cáo cũng đã kiến nghị đẩy nhanh các công trình có trong quy hoạch như: TBA 500 kV Pleiku 3, ĐZ 500 kV 2 mạch Pleiku 3 - Pleiku 2; TBA 220 kV Bình Đại và ĐZ 220 kV Bình Đại - Bến Tre, TBA 220 kV Hòa Bình và ĐZ 220 kV đấu nối chuyển tiếp trên 2 mạch ĐZ 220 kV Giá Rai - Bạc Liêu.

Bên cạnh đó, nhận thấy các vấn đề rủi ro trong vận hành khi tỷ trọng NLTT tăng cao, PECC2 cũng đã phối hợp với Trường Đại học Bách khoa Tp Hồ Chí Minh để cùng thực hiện đề tài “Nghiên cứu đánh giá ổn định hệ thống điện trong điều kiện tỷ trọng xâm nhập của nguồn năng lượng tái tạo tăng cao”. Với lực lượng nòng cốt là các thầy, cô đã có thực hiện các đề tài nghiên cứu tiến sỹ về ổn định và đội ngũ kỹ sư PECC2 đã có kinh nghiệm tính toán cho các dự án NLTT, PECC2 kỳ vọng nhóm nghiên cứu sẽ thực hiện tốt nhiệm vụ được giao và đem lại hiệu quả ứng dụng trong các dự án PECC2 đang thực hiện, cũng như có cơ sở để kiến nghị cho đơn vị lập quy hoạch, đơn vị vận hành về tỷ trọng NLTT hợp lý để hệ thống vận hành ổn định theo các giai đoạn.

Tiềm năng phát triển điện gió và điện mặt trời theo dự thảo Quy hoạch điện VIII: Khó khăn, thách thức và giải pháp:

1/ Tiềm năng phát triển ĐG và ĐMT theo dự thảo QHĐ VIII:

Theo dự thảo QHĐ VIII, tổng công suất nguồn ĐG trên bờ và gần bờ khoảng 11.320 - 18.480 MW vào năm 2025, khoảng 16.010 - 24.294 MW vào năm 2030 và khoảng 39.610 - 40.680 MW vào năm 2045. Tổng công suất ĐG ngoài khơi khoảng 3.000 - 5.000 MW, hoặc cao hơn vào năm 2030 và khoảng 21.000 - 36.000 MW vào năm 2045.

Tổng điện năng sản xuất từ các loại hình ĐG dự kiến chiếm tỉ trọng khoảng 7,8 - 12,3% vào năm 2025, khoảng 8,1% - 10,3% vào năm 2030 và khoảng 19.2 - 20.6% vào năm 2045.

Tổng công suất nguồn ĐMT khoảng 17.240 - 26.240 MW vào năm 2025, khoảng 18.640 - 31.664 MW vào năm 2030 và đạt tới khoảng 55.090 - 71.890 MW vào năm 2045. Điện năng sản xuất từ nguồn năng lượng mặt trời dự kiến đạt tỷ lệ khoảng 7,3 - 10,8% vào năm 2025, khoảng 5,3 - 7,5% năm 2030 và đạt 8,9 - 9,4% vào năm 2045.

Hình 9: Tiềm năng lý thuyết về điện gió trên bờ và điện gió ngoài khơi [10].


2/ Khó khăn, thách thức khi tỷ trọng ĐG và ĐMT đạt được như Quy hoạch điện VIII:

Ở quốc gia có hệ thống điện (HTĐ) tương đương Việt Nam (như Thái Lan) thì tỷ trọng nguồn NLTT lớn nhất theo quy hoạch được đưa ra là khoảng 25%. Ngoài ra, một số nước như: Malaysia, Singapore, Philipine có tỷ trọng phát triển năng lượng tái tạo trong cơ cấu nguồn điện rất thấp (khoảng dưới 7%) và theo định hướng 20 năm thì con số này không vượt quá 25% tổng công suất nguồn điện.

Với tỷ trọng NLTT chiếm gần ¼ trong cơ cấu nguồn điện như Việt Nam hiện nay và tăng dần cho đến năm 2045 thì cần phải có các tính toán, đánh giá và đề xuất tỷ trọng NLTT phù hợp để đảm bảo vận hành hệ thống điện.

Không thể phủ nhận, năng lượng tái tạo là xu hướng tốt mang tính bền vững, nhưng việc phát triển mất cân đối do tăng trưởng quá nhanh, quá nóng so với cơ cấu nguồn điện quốc gia sẽ dẫn đến một số vấn đề bất cập về mặt kỹ thuật nêu trên, qua đó cũng ảnh hưởng đến việc khai thác không hiệu quả, cũng như sự phát triển các nguồn điện khác và hệ thống an ninh năng lượng quốc gia.

Với việc các nguồn ĐG và ĐMT tiếp tục phát triển trong giai đoạn tới, đặc biệt là khi QHĐ VIII được phê duyệt mở đường cho các danh mục nguồn ĐG và ĐMT tham gia vào hệ thống nguồn cấp với tỷ trọng cao lên đến khoảng 45% thì hệ thống điện sẽ gặp nhiều khó khăn và thách thức như sau:

(1) Khó khăn trong việc đảm bảo tiến độ hạ tầng lưới điện để giải tỏa công suất các nguồn ĐG và ĐMT. Đặc biệt, là các công trình 500 kV Bắc - Nam để giải tỏa công suất các nguồn ĐG và ĐMT tiềm năng như Nam Trung bộ, Tây Nguyên để cấp điện cho khu vực Đông Nam bộ và miền Bắc.

(2) Vấn đề cắt giảm công suất các nguồn điện ĐG và ĐMT do thừa điện, đặc biệt tại một số thời điểm thấp điểm trưa ngày lễ, tết.

(3) Công tác vận hành điều tần và điều áp của hệ thống điện gặp nhiều khó khăn do công suất phát của các nguồn ĐG và ĐMT biến động phụ thuộc vào điều kiện khí hậu và thời tiết. Khi có biến đổi thời tiết làm mất một lượng công suất lớn sẽ gây giảm tần số và điện áp của hệ thống điện có thể đạt đến ngưỡng gây hiện tượng “sụp đổ”.

(4) Do các nguồn ĐMT không có quán tính quay, các nguồn ĐG có quán tính quay thấp và có đáp ứng động phụ thuộc vào đặc tính của bộ nghịch lưu. Do đó, khi ĐMT và ĐG chiếm tỷ trọng cao trong cơ cấu nguồn điện sẽ làm giảm quán tính và giảm hệ số cản dao động của lưới, dẫn đến tăng nguy cơ gây mất ổn định HTĐ.

(5) Biểu đồ phân phối xác suất của tỉ lệ (P_phát/P_đặt) theo thời gian cho khu vực tỉnh Ninh Thuận - Bình Thuận (khu vực có cường độ bức xạ mặt trời trung bình lớn nhất Việt Nam):

Như vậy theo thống kê, tổng thời gian công suất phát đạt ≥ 80% công suất đặt chỉ chiếm 6,7% thời gian đánh giá, tương ứng với 587 giờ/năm. Tổng thời gian công suất phát đạt ≥ 90% công suất đặt chỉ vào khoảng 1.2% thời gian đánh giá, tương ứng 105 giờ/năm. Điều này dẫn đến việc hiệu quả kinh tế của việc đầu tư xây dựng hạ tầng truyền tải phục vụ giải tỏa công suất nguồn ĐG và ĐMT thấp, do phải xây dựng các đường dây, trạm biến áp có khả năng mang tải cao nhưng số giờ truyền tải lại rất thấp (<3.000 h/năm).

Nhìn chung, hạ tầng lưới điện phục vụ giải tỏa công suất các nguồn ĐG và ĐMT có hiệu quả kinh tế thấp.

(6) Theo thống kê thời gian vận hành Tmax của các nhà máy điện những năm gần đây ở Việt Nam, đối với các nhà máy điện than, Tmax khoảng từ 5.500 - 6.500 h/năm, một số nhà máy có Tmax trên 7.000 h/năm. Đối với tua bin khí chu trình hỗn hợp (TBKHH) thì thời gian vận hành Tmax còn lớn hơn, trung bình trên 7.000 h/năm. Các nhà máy nhiệt điện truyền thống này sẽ có Tmax hàng năm thấp hơn khi tỷ trọng các nguồn ĐG và ĐMT tăng cao: Nhiệt điện than đạt khoảng 5.000 - 6.000h/năm, TBKHH đạt 4.500 - 5.000 h/năm. Với việc giảm thời gian Tmax xuống sẽ làm hiệu quả đầu tư các dự án thấp, giá điện bị đẩy lên cao và dự án sẽ không khả thi khi xem xét đầu tư.

(7) Vấn đề dự báo chính xác công suất phát, sản lượng các loại hình nguồn ĐG và ĐMT là một trong những yếu tố cần thiết ngay từ khâu lập kế hoạch và đặc biệt là trong vấn đề đảm bảo công tác quản lý, vận hành an toàn HTĐ [24]. Chỉ một thay đổi nhỏ về công suất nguồn ĐG hay ĐMT, cần phải có sự bù công suất trong thời gian ngắn để đảm bảo cân bằng nguồn - tải HTĐ. Song song đó luôn cần có một lượng công suất lớn dự phòng khi những nguồn này không phát. Tuy nhiên, dựa vào tính chất phụ thuộc vào điều kiện thời tiết, diễn tiến của biến đổi khí hậu ngày càng phức tạp gây ra sự khó khăn cho công tác dự báo.

(8) Do việc lắp đặt các nguồn ĐMTMN thường theo phụ thuộc nhu cầu của các chủ hộ tiêu thụ, trong đó có các hộ tiêu thụ điện một pha và nếu không được kiểm soát theo tiêu chí cân bằng pha thì sẽ dẫn đến khả năng mất cân bằng pha trầm trọng, nhất là vào các thời điểm ĐMTMN phát công suất cao vượt quá công suất phụ tải tại chỗ. Mất cân bằng pha có thể dẫn đến quá nhiệt và làm giảm tuổi thọ các tải động cơ cảm ứng; có thể gây ra các sự cố mạng lưới điện do hoạt động kém của rơ le bảo vệ, thiết bị điều chỉnh điện áp và tạo ra sóng hài không đặc trưng từ các tải điện tử công suất.

(9) Các bộ chuyển đổi DC/AC tại các nhà máy ĐMT và ĐG là những thiết bị điện tử công suất lớn (Thyristor, IGBT…). Việc điều khiển các bộ biến đổi công suất sẽ tạo ra các sóng hài bậc cao đẩy vào lưới điện gây ảnh hưởng đến chất lượng điện năng của HTĐ. Với việc các nguồn ĐMT và ĐG tiếp tục phát triển và đưa vào vận hành với tỉ trọng cao trong giai đoạn tới thì tổng độ biến dạng sóng hài (THD) sẽ tăng cao và có thể vượt ngưỡng cho phép.

Ngoài vấn đề sóng hài, hệ thống còn có các vấn đề ảnh hưởng đến điện như chất lương điện áp như: Thấp áp (sag), quá áp (swell), nhấp nháy điện áp (flicker & fluctuation).

Hiện nay, theo thống kê kết quả đo chất lượng điện năng tại một số vị trí trên lưới điện đã xuất hiện hiện tượng THD và nhấp nháy điện áp (Pst max, Plt max) vượt ngưỡng cho phép, điển hình như: ĐMT Hồng Phong 1A THDi max 3.87%; Hồng Phong 1B THDi max 4.04%; HCG Tây Ninh THDv 4.43%; ĐMT Đá Bạc Pst max 6.87%, Plt max 1.28%; ĐMT Ecoseido Pst max 3.89…

(10) Khu vực tỉnh Quảng Bình, Quảng Trị và Tây Nguyên là một trong những nơi tập trung nhiều nguồn điện gió ở Việt Nam. Khu vực này nằm trên giao diện truyền tải Bắc - Nam, được bố trí các điểm nút như sân phân phối (SPP) 500 kV Quảng Trạch, TBA 500 kV Quảng Trị, TBA 500 kV Pleiku, TBA 500 kV Đak Nông là điểm xuất phát nhiều đường dây 500 kV có chiều dài lớn được trang bị tụ bù dọc.

Việc lắp đặt tụ bù dọc trên đường dây truyền tải giúp làm tăng khả năng truyền tải của đường dây, tuy nhiên, các tụ bù dọc trên đường dây cũng là nguyên nhân gây nên hiện tượng cộng hưởng dưới đồng bộ (SSR).

Hiện tượng SSR là cực kỳ nguy hiểm làm phá hủy trục tua bin máy phát ĐG, các sự cố nhà máy ĐG do SSR gây nên đã được ghi nhận ở nhiều nơi trên thế giới, điển hình là sự cố tại NMĐG khu vực Zorillo phía Đông Nam Texas vào ngày 22/10/2009 làm cho nhiều máy phát điện gió bị ngắt kết nối và hư hỏng nặng [21], tiếp đó vào năm 2012 hiện tượng SSR cũng đã được ghi nhận tại các NMĐG khu vực Guyuan Trung Quốc [22].

Vì vậy, một trong những khó khăn khi phát triển nguồn ĐG tại các khu vực nêu trên là ảnh hưởng của hiện tượng SSR. Vấn để tương tự cũng cần được đặt ra đối với các NMĐG ngoài khơi khi phải truyền tải công suất ở khoảng cách xa có trang bị tụ bù dọc.

3/ Giải pháp và định hướng:

Để giải quyết những khó khăn, thách thức nêu ở trên, chúng tôi xin đóng góp một số giải pháp và định hướng như sau:

Thứ nhất: Liên quan đến tiến độ hạ tầng lưới điện 500 kV để giải tỏa công suất các công trình NLTT tại các khu vực tiềm năng: Dự thảo QHĐ VIII vẫn phát triển theo hướng tiếp tục xây dựng các đường 500 kV xoay chiều, với vai trò truyền tải công suất các nguồn ĐG và ĐMT tại khu vực Nam Trung bộ, Tây Nguyên, Tây Nam bộ về các trung tâm phụ tải. Khối lượng và số tuyến đường dây 500 kV là rất lớn.

Tuy nhiên, việc quy hoạch này chưa xem xét thấu đáo về việc bố trí quỹ đất, hành lang tuyến và tiến độ giải phóng mặt bằng cho các công trình lưới điện. Đây là vấn đề nóng và khó khăn đã ảnh hưởng đến tiến độ triển khai các công trình điện lâu nay, đặc biệt là các công trình đường dây truyền tải điện dẫn đến việc xây dựng các công trình lưới điện không đồng bộ, không theo kịp kế hoạch, gây hậu quả nghiêm trọng cho toàn xã hội (quá tải lưới điện, khó khăn trong công tác vận hành và bảo trì lưới điện hiện hữu, gây nguy cơ mất ổn định cho HTĐ, phải giảm phát công suất nguồn...).

Với tổng công suất các nguồn ĐG và ĐMT chiếm tỷ trọng rất cao trong cơ cấu nguồn điện và là nguồn điện không ổn định thì việc ứng dụng công nghệ truyền tải điện cao áp một chiều (HVDC) là rất triển vọng và phù hợp để truyền tải các nguồn điện này.

Với các ưu điểm như: Công suất truyền tải lớn, không truyền tải công suất phản kháng trên đường dây, hạn chế được dòng ngắn mạch và đặc biệt là hành lang tuyến nhỏ... công nghệ HVDC đang là phương án cần được xem xét áp dụng để thay thế các đường dây truyền tải xoay chiều 500 kV. Các vấn đề này đã được PECC2 làm rõ trong báo cáo “Sự cần thiết đầu tư xây dựng hệ thống truyền tải điện một chiều (HVDC) hệ thống điện Việt Nam”.

Hình 10: Phương án HVDC nâng cao khả năng truyền tải Bắc - Trung - Nam theo đề xuất của PECC2 [19].


Thứ hai: Liên quan đến vấn đề cắt giảm công suất: Cần thực hiện đầu tư các thiết bị lưu trữ năng lượng. Giá thành các loại pin tích trữ năng lượng (BESS) ngày càng giảm, mở ra nhiều cơ hội để phát triển BESS trong hệ thống điện.

Với tiến bộ về khoa học kỹ thuật, BESS giờ đây không chỉ san bằng đồ thị phụ tải mà còn có nhiều ứng dụng trong hệ thống điện có độ tích hợp NLTT cao như giảm nghẽn mạch, cung cấp dịch vụ phụ trợ, cung cấp công suất dự phòng. Lắp đặt BESS là giải pháp cạnh tranh với nhiều giải pháp truyền thống như xây dựng thêm đường dây truyền tải, bổ sung thêm nhà máy vận hành phủ đỉnh.

Ở cấp điện áp phân phối, các thiết bị tích trữ năng lượng, cùng với Smart Grid và các chương trình điều chỉnh nhu cầu phụ tải sẽ giúp tăng độ linh hoạt và khả năng tích hợp các nguồn NLTT. Giải pháp này đã được PECC2 nghiên cứu và đề xuất chi tiết trong báo cáo “Nghiên cứu hệ thống tích trữ năng lượng BESS”.

Ngoài ra, xem xét nghiên cứu điều chỉnh quy định đối với các nhà máy thủy điện nhỏ trong quy hoạch và đưa vào vận hành sau này như giảm mức công suất được hưởng giá chi phí tránh được, thay đổi quy định về giờ cao điểm hưởng giá công suất (như điều chỉnh giờ cao điểm, không quy định giờ cao điểm trong các ngày nghỉ, lễ, Tết…). Tận dụng mặt bằng có sẵn của các nhà máy thủy điện hiện hữu để mở rộng quy mô công suất, bên cạnh việc đầu tư xây dựng mới các nhà máy thủy điện tích năng.

Hình 11: Tác dụng của hệ thống tích trữ năng lượng trong HTĐ [20].


Thứ ba: Liên quan đến công tác vận hành điều tần và điều áp của hệ thống điện: Cần nâng cao năng lực dự báo phụ tải, dự báo khả năng phát của các nguồn điện gió, điện mặt trời để chủ động trong việc đưa ra giải pháp vận hành tối ưu. Đặc biệt, trong giai đoạn định hướng phát triển hệ thống điện và thị trường điện sắp tới, cần áp dụng các công cụ thông minh, công nghệ 4.0 trong vận hành hệ thống điện.

Ngoài ra, cần định kỳ tính toán, cập nhật, đánh giá ảnh hưởng của NLTT đối với HTĐ, từ đó có thể xác định mức thâm nhập NLTT tới hạn trong từng khung thời gian.

Xây dựng cơ chế khuyến khích đầu tư các nguồn điện linh hoạt (động cơ đốt trong linh hoạt, tua bin khí chu trình đơn, thủy điện tích năng, BESS): Do vậy, cần xây dựng cơ chế thị trường và cơ cấu thuế quan mới để khuyến khích việc xây dựng các nguồn linh hoạt. Xem xét cơ chế hỗ trợ giá công suất cho các loại hình nhà máy linh hoạt. Các nguồn lưu trữ thủy điện tích năng, pin tích năng nên được hiểu một cách tổng quát là một hoạt động bán điều tiết, với mục tiêu chính là đảm bảo tính linh hoạt trong hệ thống, đồng thời đảm bảo an ninh cho nguồn cung cấp.

Thứ tư: Liên quan đến vấn đề nguồn ĐG, ĐMT làm giảm quán tính quay dẫn đến giảm ổn định HTĐ: Cần có hệ thống tích trữ năng lượng: Lắp đặt BESS, xây dựng thủy điện tích năng tại gần khu vực gần nguồn ĐMT và ĐG. Cùng với đó là kết hợp lắp đặt các thiết bị bù công suất phản kháng (tụ bù, SVC, STATCOM…), máy phát bù đồng bộ.

Thứ năm: Liên quan vấn đề lưới điện phục vụ giải tỏa công suất các nguồn ĐG và ĐMT có hiệu quả kinh tế thấp: Xem xét lắp đặt các hệ thống tích trữ năng lượng (BESS) hoặc xây dựng các nhà máy thủy điện tích năng nhằm tránh quá tải cho lưới điện truyền tải trong thời gian cao điểm, cũng như giảm năng lực truyền tải cần đạt, giúp tăng hiệu quả kinh tế cho lưới điện truyền tải. Tuy nhiên, hiện nay giá thành đầu tư BESS vẫn chưa cạnh tranh được, cần xem xét đánh giá so sánh về hiệu quả kinh tế đối với các giải pháp xây dựng BESS và thủy điện tích năng với xây dựng hạ tầng lưới truyền tải.

Hình 12: Truyền tải khi có BESS [20].


Thứ sáu: Liên quan vấn đề thời gian vận hành Tmax của các NMĐ giảm thấp: Cần tính toán lại và xây dựng cơ chế hợp lý đối với các nhà máy điện có số giờ phát Tmax thấp. Tăng cường liên kết lưới điện khu vực ASIAN (đề án “Trans Asian”) nhằm khai thác hiệu quả các nguồn năng lượng trong và ngoài nước, tăng cường an ninh năng lượng khu vực.

Hình 13: Liên kết lưới điện khu vực Asian theo đề án Trans Asian.


Thứ bảy: Để cải thiện công tác dự báo, một trong những yếu tố then chốt là việc xây dựng những “lược đồ” thời tiết sát với thực tế, và sự ghép nối về mặt toán học của những “lược đồ” này, cải thiện phương pháp đồng hóa dữ liệu, hoặc cải thiện khả năng quan sát về các hiện tượng có liên quan [23]. Hiện tại có thể phân loại các phương pháp dự báo thành:

(i) Các phương pháp dựa trên quán tính.

(ii) Các phương pháp dựa trên mô hình vật lý.

(iii) Các phương pháp sử dụng các mô hình thống kê.

(iv) Sử dụng mô hình máy học và mô hình lai [24].

Có thể thấy việc áp dụng của mô hình máy học và mô hình lai nhận được sự quan tâm nghiên cứu nhiều hơn nhờ vào khả năng dự báo với độ chính xác cao và là một trong những giải pháp tiềm năng cho bài toán này.

Thứ tám: Để hạn chế mất cân bằng pha ở lưới điện phân phối do sự phát triển của nguồn ĐMTMN, thực hiện một số giải pháp như:

(i) Có giải pháp xác định cân bằng cung cầu năng lượng nhằm tính toán lượng công suất ĐMTMN lớn nhất có thể tích hợp vào hệ thống mà vẫn đảm bảo mức cân bằng tải giữa các pha.

(ii) Sử dụng rơ le cân bằng điện áp pha để ngắt động cơ/tải trong trường hợp mất cân bằng điện áp pha quá mức.

(iii) Sử dụng bộ điều chỉnh điện áp ba pha.

(iv) Đưa ra các yêu cầu kỹ thuật kết nối nguồn ĐMTMN vào lưới điện nhằm đảm bảo chất lượng điện đầu ra.

(v) Giảm sóng hài cũng làm giảm sự mất cân bằng pha, do đó có thể lắp đặt các bộ lọc sóng hài.

Thứ chín: Thiết bị chuyển đổi công suất cần đảm bảo tiêu chuẩn về mức sóng hài cho phép theo các đề xuất/tiêu chuẩn quốc tế như: IEEE 519, IEC 6100-4-30, IEC 6100-3-2… Nếu nhà máy có gây sóng hài lên lưới cần triển khai lọc sóng hài từ đầu nguồn, giải quyết bên trong nhà máy trước (root cause) sau đó mới giải quyết vấn đề trên lưới. Xem xét nghiên cứu và ứng dụng các thiết bị lọc sóng hài tích cực để đa dạng hóa các phương án đảm bảo chất lượng điện năng.

Thứ mười: Để giảm thiểu ảnh hưởng của hiện tượng SSR các biện pháp sau đây có thể áp dụng:

(i) Lắp đặt các bộ tụ bù nối tiếp được điều khiển bằng Thyristor (TCSC) có chức năng điều khiển tối ưu phân bố công suất, gia tăng ổn định hệ thống và làm giảm sự dao động tần số thấp.

(ii) Lắp đặt thiết bị bù đồng bộ STATCOM là một giải pháp để làm giảm các dao động công suất, cải thiện độ ổn định quá độ, giảm cộng hưởng dưới đồng bộ và giảm tổn hao hệ thống nhờ tối ưu điều khiển công suất phản kháng.

(iii) Lắp đặt các bộ điều khiển Power Oscillation Damper (POD) tại các nhà máy điện gió để giảm thiểu giao động do SSR gây ra.

Thứ mười một: Bên cạnh những giải pháp nêu trên, sản xuất hydrogen từ NMĐG hay ĐMT cho thấy tiềm năng ứng dụng cao nhờ vào khả năng điện phân nước thành hydro và oxy mà không phát thải khí nhà kính do không tiêu thụ nhiên liệu hóa thạch. Hydro tạo ra được lưu trữ để sử dụng sau tại các trạm nhiên liệu hydro, (phục vụ cho ngành vận tải hay một số quy trình công nghiệp), hoặc chuyển hóa lại thành điện cấp cho lưới tại những giờ cao điểm [25].

Theo thống kê, có khoảng 75 triệu tấn hydrogen được sản xuất trên toàn thế giới mỗi năm, trong đó phần lớn được tạo ra nhờ vào nhiên liệu hóa thạch là khí tự thiên và than đá. Giải pháp này cho phép đưa năng lượng gió vào thùng nhiên liệu trên tàu container, sẽ không chỉ góp phần giảm thiểu khoảng 6% trữ lượng khí tự nhiên, hay 2% trữ lượng than đá tiêu thụ trên toàn cầu trong mỗi năm, mà còn là phương thức tích trữ năng lượng ở những vị trí mà việc xây dựng đường dây truyền tải không mang lại hiệu quả, đặc biệt là những dự án ĐG ngoài khơi [26].

Kết luận, kiến nghị

Việc ưu tiên phát triển NLTT là quan điểm bám sát theo Nghị quyết số 55-NQ/TW Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 và các chỉ đạo của Đảng, Chính phủ trong việc tạo đà cho ngành điện Việt Nam phát triển bền vững, góp phần phục vụ phát triển kinh tế của đất nước.

Nên có một sự cân nhắc kỹ lưỡng về mức độ ưu tiên, cách thức tiến hành sự ưu tiên đó như thế nào để không còn gặp phải tình trạng chạy đua của ĐMTMN trước thời điểm cơ chế trợ giá hết hiệu lực, hay sự bổ sung quy hoạch hàng loạt các NMĐ gió quy mô lớn sau các QĐ 37, 39 như đã nêu trên.

Theo dự thảo Quy hoạch điện VIII, tiềm năng của ĐG và ĐMT tại Việt Nam là lớn, nguồn cung này là lời giải cho bài toán về an ninh năng lượng trong tương lai. Tuy nhiên, để tận dụng một cách an toàn và hiệu quả nguồn tài nguyên có sẵn này, ngoài việc quy hoạch xây dựng các công trình lưới điện mang tính chất đón đầu, ứng dụng công nghệ truyền tải cao áp một chiều, cần thúc đẩy phát triển các hệ thống năng lượng tái tạo phân tán phục vụ nhu cầu tiêu thụ tại chỗ như các khu công nghiệp, hộ tiêu thụ thương mại, dịch vụ, nhà dân.

Đồng thời, sớm đưa vào các hệ thống tích trữ như thủy điện tích năng, BESS, hay các giải pháp ứng dụng công nghệ hydrogen để tăng hiệu quả kinh tế cho lưới giải tỏa công suất, tăng ổn định hệ thống điện, hạn chế tình trạng cắt giảm công suất gây lãng phí tài nguyên.

Bên cạnh đó, cần cải thiện, nâng cao năng lực dự báo phụ tải, dự báo công suất phát của các nhà máy để góp phần nâng cao khả năng vận hành hệ thống điện.

Xem xét áp dụng các thiết bị phụ trợ (thiết bị bù, bộ điều chỉnh, rơ le,..) để cải thiện chất lượng điện năng và đảm bảo vận hành an toàn, hiệu quả lưới điện.

Song hành với những giải pháp về mặt kỹ thuật, các cơ chế thị trường, cơ cấu thuế quan và chính sách liên kết khu vực cũng là những yếu tố không thể thiếu để đảm bảo cung - cầu đúng chỗ, đảm bảo khai thác hiệu quả nguồn tài nguyên này./.

THS. VŨ ĐỨC QUANG - TRUNG TÂM ĐÀO TẠO VÀ NGHIÊN CỨU PHÁT TRIỂN - PECC2

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] Năng lượng Việt Nam, “Kết luận của Thủ tướng về dự thảo cơ chế phát triển điện mặt trời”. [Trực tuyến]. Địa chỉ: http://nangluongvietnam.vn/dien-hat-nhan-nang-luong-tai-tao/ket-luan-cua-thu-tuong-ve-du-thao-co-che-phat-trien-dien-mat-troi.html. [Truy cập: 22/11/2020]

[2] Bản tin PECC2, “Thị trường năng lượng tái tạo Việt Nam: “Trứng vàng” ngàn tỷ cho nhà đầu tư”, 1/10/2018 [Trực tuyến]. Địa chỉ: http: //www.pecc2.com/Detail.aspx?newsID=51041. [Truy cập: 22/11/2020].

[3] Tạp chí Công Thương, “Phát triển năng lượng tái tạo tại Việt Nam: Sức bật từ chính sách”. [Trực tuyến]. Địa chỉ: http://tapchicongthuong.vn/bai-viet/phat-trien-nang-luong-tai-tao-tai-viet-nam-suc-bat-tu-chinh-sach-75060.htm. [Truy cập: 22/11/2020].

[4] Hoàng Hải, “Bùng nổ năng lượng mặt trời áp mái – giới hạn nào để tránh “khủng hoảng thừa,”” Bản tin PECC2, 26/11/2020 [Trực tuyến]. Địa chỉ:http: //www.pecc2.com/Detail.aspx?newsID=1015188. [Truy cập: 15/12/2020].

[5] Năng lượng Việt Nam, “Phát triển năng lượng tái tạo Việt Nam: Vì sao còn “mắc kẹt””. [Trực tuyến]. Địa chỉ: http://nangluongvietnam.vn/nhan-dinh-phan-bien-kien-nghi/phat-trien-nang-luong-tai-tao-viet-nam-vi-sao-con-mac-ket.html. [Truy cập: 22/11/2020].

[6] EVNGENCO1, “Việt Nam cần phát triển năng lượng tái tạo, nhưng…” , 28/8/2019. [Trực tuyến]. Địa chỉ: https://www.evngenco1.vn/d6/vi-VN/news/Viet-Nam-can-phat-trien-nang-luong-tai-tao-nhung-6-1322-516. [Truy cập 22/11/2020].

[7] EVN, “Quyết định 13/2020/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ chính thức có hiệu lực thi hành từ ngày 22/5/2020, điện mặt trời mái nhà được kỳ vọng phát triển mạnh” , 23/5/2020. [Trực tuyến]. Địa chỉ: https://www.evn.com.vn/d6/news/Quyet-dinh-132020QD-TTg-cua-Thu-tuong-Chinh-phu-chinh-thuc-co-hieu-luc-thi-hanh-tu-ngay-2252020-dien-mat-troi-mai-nha-duoc-ky-vong-phat-trien-manh-66-142-25694.aspx. [Truy cập 22/11/2020].

[8] Năng lượng sạch Việt Nam, “Sẽ sớm đề xuất cho phép kéo dài ưu đãi với các dự án điện gió” , 23/9/2020. [Trực tuyến]. Địa chỉhttps://nangluongsachvietnam.vn/d6/vi-VN/news/Se-som-de-xuat-cho-phep-keo-dai-uu-dai-voi-cac-du-an-dien-gio-6-164-7963. [Truy cập 22/11/2020].

[10] Viện Năng Lượng, “Báo cáo dự thảo lần 3 đề án Quy hoạch phát triển Điện lực Quốc gia thời kỳ 2021 – 2030 tầm nhìn đến năm 2025”, tháng 2/2021.

[11] PECC2, “Báo cáo nghiên cứu đấu nối giải tỏa công suất các dự án nhà máy điện mặt trời, điện gió toàn quốc đến năm 2020”, tháng 7/2018.

[12] PECC2, “Báo cáo phương án truyền tải công suất các nguồn điện khu vực Nam Trung Bộ 2 (tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận)”, tháng 8/2019.

[13] PECC2, “Báo cáo nghiên cứu ảnh hưởng của nguồn điện mặt trời áp mái lên Hệ thống điện”, tháng 1/2021.

[14] PECC2, “Báo cáo nghiên cứu phương án giải tỏa công suất các dự án năng lượng tái tạo toàn quốc đến năm 2025”, tháng 9/2020.

[15] Nguyễn Lê Quốc Khánh, “HVDC xứng đáng một vé để lên "con tàu" Quy hoạch điện VIII”, Bản tin PECC2, 25/05/2020 [Trực tuyến]. Địa chỉ: http://pecc2.com/Detail.aspx?isMonthlyNew=1&newsID=101401&MonthlyCatID=15. [Truy cập: 04/01/2021].

[16] Trương Cảnh Toàn, “Quy hoạch điện VIII theo góc nhìn của những người làm tư vấn”, Bản tin PECC2, 31/03/2021 [Trực tuyến]. Địa chỉ: http://pecc2.com/Detail.aspx?isMonthlyNew=1&newsID=131581&MonthlyCatID=1024&year=2021. [Truy cập: 04/01/2021].

[17] Bộ Công Thương Việt Nam, “Phát triển bền vững nguồn Năng lượng tái tạo nối lưới và Điện mặt trời mái nhà”, 09/07/2020 [Trực tuyến]. Địa chỉ: https://www.moit.gov.vn/web/guest/tin-chi-tiet/-/chi-tiet/phat-trien-ben-vung-nguon-nang-luong-tai-tao-noi-luoi-va-%C4%91ien-mat-troi-mai-nha-19897-2401.html. [Truy cập: 04/01/2021].

[18] R. Yan, N. -Masood, T. Kumar Saha, F. Bai and H. Gu, "The Anatomy of the 2016 South Australia Blackout: A Catastrophic Event in a High Renewable Network," in IEEE Transactions on Power Systems, vol. 33, no. 5, pp. 5374-5388, Sept. 2018, doi: 10.1109/TPWRS.2018.2820150.

[19] PECC2, “Nghiên cứu phương án truyền tải điện cao áp một chiều (HVDC)”, tháng 7/2020.

[20] PECC2, “Nghiên cứu lắp đặt hệ thống tích trữ năng lượng dùng pin (BESS) trên hệ thống điện”, tháng 4/2019.

[21] Sewdien, V., Wang, X., Rueda Torres, J., & van der Meijden, M. (2020). Critical Review of Mitigation Solutions for SSO in Modern Transmission Grids. Energies, 13(13), 3449.

[22] Dong, X. L., Tian, X., Zhang, Y., & Song, J. (2017). Practical SSR incidence and influencing factor analysis of DFIG-based series-compensated transmission system in Guyuan farms. High Voltage Engineering, 43(1), 321-8.

[23] Global Systems Laboratory, “Atmospheric Science for Renewable Energy Challenges”, https://www.esrl.noaa.gov/gsd/renewable/challenges.html.

[24] PECC2, “Khó như… dự báo điện gió, điện mặt trời”, 28/9/2020.

[25] NREL, “Wind-to-Hydrogen Project”, https://www.nrel.gov/hydrogen/wind-to-hydrogen.html

[26] Siemen Gamesa, “Green hydrogen Fuel for the future”, https://www.siemensgamesa.com/en-int/products-and-services/hybrid-and-storage/green-hydrogen

(BÀI ĐĂNG TRONG KỶ YẾU HỘI THẢO “PHÁT TRIỂN NĂNG LƯỢNG SẠCH VIỆT NAM” DO CÔNG TY CỔ PHẦN TƯ VẤN XÂY DỰNG ĐIỆN 2 TỔ CHỨC, NGÀY 16/4/2021)