Trong những năm gần đây, cùng với các chính sách khuyến khích phát triển năng lượng sạch của Chính Phủ, công suất các nguồn điện mặt trời và điện gió trong cơ cấu nguồn điện có sự tăng trưởng vượt bậc. Từ mức chiếm tỷ trọng không đáng kể, nguồn điện năng lượng tái tạo biến đổi (gồm điện gió và điện mặt trời) đã chiếm tỷ trọng đáng kể trong cơ cấu nguồn điện quốc gia. Tuy nhiên, tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo biến đổi cũng tạo ra các thách thức không nhỏ đối với ngành điện, đặc biệt là công tác vận hành và đảm bảo giải tỏa hết công suất nguồn năng lượng tái tạo.

Hình 1: Biểu đồ công suất phát của 1 nhà máy điện mặt trời tại Ninh Thuận

Công suất phát điện mặt trời tùy thuộc hoàn toàn vào điều kiện thời tiết, có những ngày phát công suất cao, nhưng cũng có những ngày phát công suất khá thấp. Bên cạnh đó, công suất điện mặt trời thường xuyên dao động và có nhiều thời điểm thay đổi đột ngột, như được thể hiện ở hình trên. Trên đường màu xanh, có thời điểm điện mặt trời giảm 35% trong vòng 5 phút, và giảm 80% trong vòng 15 phút.

1. Việt Nam có cần phát triển các nguồn điện mặt trời?

Việt Nam là một nước đang phát triển. Vì vậy, nhu cầu điện năng trong giai đoạn tới sẽ tiếp tục tăng mạnh. Theo dự thảo tổng sơ đồ 8, đến năm 2030, nhu cầu điện sản xuất so với năm 2020 tăng gấp 2.17 lần (từ 247 tỷ kWh lên 537 tỷ kWh) và đến năm 2045 tăng gấp 3.88 lần (lên 959 tỷ kWh) kéo theo đó là nhu cầu năng lượng sơ cấp cho sản xuất điện cũng sẽ phải tăng theo.

Việt Nam đã chuyển từ nước xuất khẩu năng lượng thành nước nhập khẩu năng lượng ròng. Theo thống kê của Tổng cục Hải Quan trong 3 năm gần đây, Việt Nam nhập khẩu ròng năng lượng rất lớn như than đá (54,8 triệu tấn), dầu thô (11,7 triệu tấn), xăng dầu (8,2 triệu tấn) và khí đốt hóa lỏng (1,8 triệu tấn), vượt xa giá trị xuất khẩu tương ứng.

Theo Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia do Viện Năng lượng lập, sản lượng than thương phẩm trong nước hàng năm đến 2050 tối đa khoảng 50 triệu tấn/năm, thấp hơn lượng than đã nhập khẩu năm 2020 và không đủ đáp ứng nhu cầu trong nước. Cũng theo quy hoạch trên, Việt Nam cần phải nhập khẩu lượng than khá lớn, cao nhất đến hơn 100 triệu tấn/ năm để đáp ứng nhu cầu trong nước.

Bảng Cân đối cung cầu than trong nước (nghìn tấn) –

theo Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia

Cũng theo Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia, cần phải nhập khẩu khí đốt để đáp ứng nhu cầu trong nước. Dự kiến phải nhập trên 4 tỷ m3 LNG/năm đến 2025, trên 15 tỷ m3 LNG/năm đến 2030 và gần 80 tỷ m3 LNG/năm đến 2050 nếu không có sản lượng khai thác khí từ các mỏ mới ngoài dự kiến hiện nay.

Tiềm năng kỹ thuật của điện gió và điện mặt trời của Việt Nam khá lớn. Theo Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia, tổng tiềm năng kỹ thuật của điện gió trên đất liền (với tốc độ gió từ 4.5m/s trở lên) khoảng 217GW và điện gió ngoài khơi (với tốc độ gió từ 6m/s trở lên) khoảng 162GW. Tiềm năng kỹ thuật của điện mặt trời mặt đất khoảng 1,568.5GW, điện mặt trời áp mái khoảng 48,5GW và điện mặt trời trên mặt nước khoảng 76.5GW. Ngoài ra với bờ biển dài, tiềm năng kỹ thuật của điện thủy triều Việt Nam là khá lớn. Tuy nhiên công nghệ này chưa phổ biến trên thế giới. Suất đầu tư của các nguồn điện mặt trời và điện gió có sự giảm mạnh trong thập kỷ vừa qua. Theo thống kê của IRENA, suất đầu tư trung bình của điện mặt trời đã giảm khoảng 79% trong giai đoạn từ 2010 đến 2019 và điện gió cũng giảm khoảng 18% và xu hướng giảm sẽ tiếp tục trong những năm tới. Xu hướng giảm trên đã giảm giá thành sản xuất điện của các nguồn năng lượng tái tạo có thể cạnh tranh được với các nguồn năng lượng hóa thạch.

Để đáp ứng nhu cầu năng lượng trong nước trong giai đoạn tới ngoài việc phải nhập khẩu năng lượng từ nước ngoài, cần thiết phải khai thác hiệu quả các nguồn năng lượng mặt trời và điện gió trong nước nhằm tăng tính tự chủ trong cung cấp năng lượng, đảm bảo an ninh năng lượng, giảm phụ thuộc vào nguồn cung bên ngoài trong bối cảnh tình hình biển Đông có nhiều biến động, bảo vệ môi trường, giảm pháp thải khí nhà kính và cũng đảm bảo cam kết của Chính phủ về cắt giảm khí nhà kính theo Hiệp định Paris về biến đổi khí hậu. Theo dự thảo Quy hoạch điện 8, đến năm 2045 tổng công suất lắp đặt của điện mặt trời khoảng 53GW (Phương án phụ tải cơ sở) và 60GW (Phương án phụ tải cao). Tuy nhiên, việc nguồn điện mặt trời có tỷ trọng lớn trong hệ thống điện sẽ ảnh hưởng đến hệ thống như thế nào? Những giải pháp nào có thể được xem xét nhằm giải quyết các ảnh hưởng xấu, các khó khăn trong quá trình tích hợp, vận hành các nguồn điện mặt trời (PV) trên lưới điện?

2. Ảnh hưởng của các nguồn PV trên lưới điện

Các nguồn PV có thể kết nối vào hệ thống điện ở các lưới truyền tải và phân phối. Do sự khác nhau trong đặc điểm của các lưới truyền tải và phân phối và mức công suất các nguồn PV kết nối vào mỗi lưới, ảnh hưởng của các nguồn PV gây ra trên mỗi lưới cũng có sự khác nhau. Dưới đây sẽ xem xét một số ảnh hưởng của các nguồn PV trên lưới truyền tải và phân phối một cách riêng rẽ.

Các ảnh hưởng của nguồn PV công suất lớn trên lưới truyền tải

• Gây ra các dao động công suất, tần số và điện áp bởi sự bất định, sự phụ thuộc của công suất phát PV vào điều kiện môi trường xung quanh (nhiệt độ, bức xạ mặt trời, mây, sương mù…)
• Sự thay đổi các yêu cầu/tiêu chuẩn với các dịch vụ phụ trợ để có thể cân bằng công suất phụ tải trong điều kiện có PV: tăng tần số lấy mẫu với việc đo đạc và giám sát hệ thống, tăng tần số của các tác vụ điều khiển trong điều độ hệ thống điện, tăng giới hạn công suất dự trữ cho điều khiển tần số tải (LFC). Một nghiên cứu ở đại học Tokyo với mô hình LFC Nhật Bản từ 1996 (1) cho thấy với tỉ trọng công suất PV trên công suất tải là 10%, giới hạn công suất dự trữ cho LFC cần đạt 2,5%. Con số này là 10% khi tỉ trọng PV là 30%. Lưu ý rằng đây là các đánh giá khi chưa xem xét sự hỗ trợ của các hệ thống tích trữ năng lượng. Đặc điểm địa lý của các nguồn PV, cụ thể là diện tích khu vực lắp đặt nguồn PV, ảnh hưởng đến mức độ dao động công suất mà chúng có thể gây ra khi có hiện tượng mây che, và theo đó cũng góp phần quyết định mức công suất lớn nhất của chúng. Theo một nghiên cứu (2) cho hệ thống điện Kansas, với công suất dự trữ hệ thống là 1%, thì tổng nguồn PV lắp đặt phân bố trên một khu vực 10km2 có thể có công suất 6.3% công suất tải, trong khi tổng nguồn PV lắp phân bố trên khu vực 100km2 có thể được phép có công suất 18.1% công suất tải. Trong trường hợp nguồn PV tập trung, công suất cho phép là 1.3% công suất tải, với giả thiết là khi có mây che, công suất PV có thể giảm nhiều nhất là 75% trong vòng một phút. Nghiên cứu này góp phần xác nhận rằng tác động của PV mái nhà đối với yêu cầu dự trữ công suất là không đáng kể so với tác động của các nguồn PV lớn tập trung. Tuy vậy, do đặc điểm khó kiểm soát của PV mái nhà so với nguồn PV công suất lớn, điều độ hệ thống vẫn cần quan tâm đến ảnh hưởng của PV mái nhà, nhất là khi tỉ trọng của chúng trong hệ thống tăng cao.
• Ổn định hệ thống điện: Không giống như các nhà máy điện quay, nguồn PV không có quán tính và có đáp ứng động hoàn toàn phụ thuộc vào đặc tính của bộ nghịch lưu. Vì thế, sự tích hợp PV vào lưới điện sẽ làm giảm quán tính và giảm hệ số cản dao động của lưới. Một cách chung nhất thì sự suy giảm này thường làm giảm tính ổn định của hệ thống điện. Tuy vậy, việc đánh giá các ảnh hưởng của PV lên ổn định hệ thống điện cần được xem xét cụ thể với mỗi loại ổn định và các đặc điểm của nguồn PV.
  Ổn định tĩnh: Ổn định tĩnh của hệ thống điện thường liên quan đến các dao động điện cơ tần số thấp trong khoảng từ 0.1 Hz đến 2 Hz, trong đó được chia thành các dao động tại chỗ (0.1 Hz – 0.8 Hz) giữa mỗi nhà máy điện và phần còn lại của hệ thống hoặc giữa hai nhà máy điện gần nhau trong cùng khu vực và các dao động liên vùng (0.7 Hz– 2 Hz) giữa hai nhóm nhà máy điện thuộc hai khu vực khác nhau (3). Một nguồn PV cụ thể, vì không có các thành phần góc quay và tốc độ quay như máy điện quay trong sự tương tác với lưới điện nên có thể làm suy giảm tính ổn định các dao động tại chỗ, nhưng việc nó có thể suy giảm hay hỗ trợ cho các dao động liên vùng thì tùy vào vị trí, công suất của nó (3). Bên cạnh đó, một số nhà máy điện quay cần được duy trì vận hành hoặc cần xây dựng thêm các hệ thống bù linh hoạt tác động nhanh (SVC hoặc STATCOM) để bảo đảm ổn định tĩnh của hệ thống, dù việc này có thể không tối ưu về kinh tế (4). Trong điều kiện như vậy, nếu thực hiện đánh giá, tính toán một cách cẩn thận, một số nguồn PV ở các vị trí thích hợp vẫn có tác dụng tích cực cho ổn định tĩnh hệ thống thông qua việc cải thiện các dao động liên vùng.
  Ổn định động: Khi tỉ lệ công suất PV trong hệ thống cao, quán tính hệ thống giảm thấp và làm tăng nguy cơ mất ổn định động hệ thống (5). Tùy vào vị trí các nguồn PV mà nguy cơ mất ổn định động hệ thống (khi có sự cố lớn như ngắn mạch hoặc mây che gây đột biến công suất) có thể khác nhau với cùng một tỉ trọng tổng của các nguồn PV, và vì thế nguy cơ này cần được khảo sát, tính toán cụ thể với mỗi lưới điện. Tuy vậy, nhiều nghiên cứu trên các mô hình lưới điện mẫu cho thấy rằng các nguy cơ mất ổn định động có thể xảy ra khi tỉ trọng nguồn PV lớn hơn 20%.
  Ổn định điện áp: Vị trí, công suất và chế độ hoạt động của PV có ảnh hưởng khác nhau với vấn đề ổn định điện áp, và vấn đề này cũng cần được khảo sát với mỗi hệ thống điện cụ thể. Chế độ giữ hệ số công suất không đổi thường giúp giảm mức dao động điện áp, nhưng không cải thiện được biên độ điện áp, trong khi chế độ điều chỉnh điện áp của bộ nghịch lưu có thể hỗ trợ ổn định điện áp của hệ thống tốt hơn (5,6). Trong trường hợp có sự cố ngắn mạch gây ra sự sụt giảm điện áp và làm mất kết nối PV, điện áp hệ thống có thể bị mất ổn định sau khi sự cố được cô lập (5,7). Nếu ở gần nguồn PV tập trung là khu vực tải có nhiều động cơ lớn (chẳng hạn như khu công nghiệp), tình trạng sụt giảm điện áp và mất ổn định điện áp khi có sự cố ngắn mạch có thể trầm trọng hơn trong quá trình các động cơ trở về tốc độ định mức. Trong các trường hợp này, chế độ giữ PV kết nối với lưới trong tình trạng điện áp sụt giảm thấp (LVRT) có thể góp phần cải thiện cho ổn định điện áp của hệ thống (7).
• Quá độ điện từ: Trong tình trạng công suất PV dao động nhanh bởi các yếu tố thời tiết, các thiết bị kết nối giữa nguồn PV và lưới, đặc biệt là bộ nghịch lưu và các chức năng bảo vệ tương ứng, có thể đóng cắt, tác động nhiều hơn so với thông thường và dẫn đến quá trình quá độ điện từ phức tạp. Các diễn biến này cũng cần được khảo sát với mô hình PV chi tiết phù hợp với mô hình quá độ điện từ để có đánh giá đúng mức về ảnh hưởng của PV đến lưới điện ở khía cạnh quá độ điện từ (8).
• Chất lượng điện năng: Dao động công suất các nguồn PV có thể dẫn đến các dao động điện áp cũng như các nhấp nháy điện áp trên lưới truyền tải và phân phối ra ngoài phạm vi quy định (8).
• Truyền tải điện: Việc xây dựng thêm các nguồn PV công suất lớn thường dẫn đến việc mở rộng lưới truyền tải. Do tính chất phụ thuộc vào thời tiết và chỉ phát vào ban ngày của nguồn PV nên hiệu suất truyền tải của các đường dây phục vụ truyền tải công suất PV lớn thường thấp hơn hiệu suất thông thường.

 Ảnh hưởng của nguồn PV công suất nhỏ và vừa (dưới 500kW) trên lưới phân phối

Các phát tuyến phân phối vốn được thiết kế để tải luồng công suất theo chiều xác định từ trạm biến áp trung gian đến các trạm biến áp phân phối dọc đường dây phân phối. Tiết diện dây đoạn cuối phát tuyến thường nhỏ hơn đoạn gần trạm trung gian. Thiết kế của hệ thống điều áp và bảo vệ phát tuyến cũng căn cứ theo đặc tính này. Việc tích hợp các nguồn PV vào lưới phân phối giúp cung cấp điện cho khu vực tại chỗ, giảm công suất thực trên đường dây phân phối, và với một mức độ tích hợp nào đó nó có thể cải thiện điện áp lưới phân phối. Theo một nghiên cứu (8), nguồn PV được thiết kế với công suất phù hợp trong khoảng 4-6MW trên phát tuyến có tải 10MW có thể giảm thiểu tổn thất trên phát tuyến.

Khi có các nguồn PV tập trung hoặc hệ thống PV mái nhà dọc phát tuyến và cuối phát tuyến, trong thời điểm công suất PV vượt mức yêu cầu của các tải tại chỗ, sẽ xuất hiện hiện tượng dòng công suất ngược từ vị trí PV về hướng trạm trung gian. Hiện tượng này sẽ gây ra các hệ lụy sau:

• Tăng tổn thất và gây ra quá tải ở các đoạn dây gần cuối phát tuyến
• Quá áp dọc đường dây phân phối, và ảnh hưởng hoạt động các thiết bị điều áp lưới phân phối (9) và các thiết bị bảo vệ lưới. Xu hướng thay đổi theo giờ và dao động công suất với các thay đổi thời tiết ngắn hạn (như mây che, sương mù, mưa…) của PV có thể khiến các thiết bị điều áp như các tụ bù, bộ điều áp dưới tải (OLTC) của máy biến áp, thiết bị điều áp theo nấc (SVR) v.v… tăng tần suất đổi nấc lớn hơn thiết kế ban đầu, tăng gánh nặng cho việc bảo trì và sửa chữa, thay thế thiết bị.
• Mất cân bằng pha: Phát tuyến phân phối đã được thiết kế và vận hành cân bằng 3 pha trước khi có các nguồn PV. Việc lắp đặt các nguồn PV mái nhà 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 PV phát công suất cao vượt quá công suất phụ tải tại chỗ.
• Giảm hiệu suất máy biến áp trung gian: Việc truyền dòng công suất ngược thường dẫn đến công suất thực qua máy biến áp trung gian bị giảm thấp hơn nhiều so với định mức. Bên cạnh đó, nếu PV không cung cấp công suất phản kháng hoặc chỉ cung cấp một phần nhỏ, máy biến áp trung gian vẫn phải truyền tải một lớn công suất phải kháng lớn, dẫn đến hệ số công suất máy biến áp trung gian giảm thấp. Điều này làm tổn thất máy biến áp trung gian tăng lên, và góp phần giảm hiệu suất truyền tải lưới phân phối (10).
• Chất lượng điện năng: Chất lượng điện năng là một trong những vấn đề cần chú ý khi có một lượng lớn nguồn PV tích hợp vào lưới phân phối. Các bộ nghịch lưu PV thường tạo ra các hài điện áp và dòng điện tại chỗ kết nối, trong đó hài dòng điện thường có bậc cao với biên độ nhỏ. Vấn đề với các hài dòng điện bậc cao này là chúng có thể kích hoạt cộng hưởng tần số cao trong hệ thống. Một vấn đề khác là các hài trung gian ở dải tần số hài thấp (dưới bậc 13) có thể tương tác với tải gần vị trí bộ nghịch lưu, và các hài bậc chẵn có thể tạo ra thành phần thứ tự nghịch không mong muốn ảnh hưởng đến các tải 3 pha (11).

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

Theo nhận định của người viết, từ góc nhìn quản lý, các giải pháp cho việc tích hợp nguồn PV vào lưới có thể chia làm hai nhóm, gồm (i) nhóm các giải pháp từ góc nhìn quản lý tập trung hệ thống điện, và (ii) nhóm các giải pháp có độ linh hoạt cao, cho phép phân quyền phân tán trong hệ thống điện. Nhóm (i) xuất phát từ mô hình quản lý truyền thống, trong khi nhóm (ii) 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.

Nhóm 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 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, 39/2015/TT-BCT, 30/2019/TT-BCT. Trong đó cũng có quy định về chức năng LVRT (đã được nói đến 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 cùa 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 2.1MW dẫn đến vi phạm điện áp nhỏ hơn so với trường hợp nguồn PV tập trung cuối phát tuyến có công suất 1MW.  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 thiết 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 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: 
(i)    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. 
(ii)    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.
(iii)    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 250MW. 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.  

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/

Thực hiện: TS. Trần Huỳnh Ngọc