Trước nguy cơ thiếu điện [kỳ 3]: Thách thức tích hợp nguồn điện tái tạo

Thực tế đã cho thấy, các thách thức đã xuất hiện khi hàng loạt dự án năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện mặt trời được trình và phê duyệt vào Quy hoạch phát triển nguồn điện. Như đã nêu trong kỳ trước, về vấn đề lưới điện không thể hấp thụ, cũng như truyền tải nổi lượng công suất điện mặt trời, điện gió phát triển tập trung tại một số tỉnh nhất định. Còn vấn đề vận hành hệ thống điện khi có sự tham gia đáng kể của điện mặt trời, điện gió thì ra sao? Cần có các giải pháp gì để không xảy ra các tác động xấu, nguy hại đến hệ thống điện? Chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam sẽ phân tích dưới đây.

Trước nguy cơ thiếu điện [kỳ 2]: Bất cập lưới truyền tải cho điện mặt trời
Trước nguy cơ thiếu điện [kỳ 1]: Nguồn cung trong điều kiện bất thường

KỲ 3: CÁC VẤN ĐỀ VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN KHI TÍCH HỢP NGUỒN ĐIỆN MẶT TRỜI, ĐIỆN GIÓ

Phát triển các nguồn điện dùng năng lượng tái tạo (NLTT), nhất là nguồn điện mặt trời (ĐMT) và điện gió (ĐG) ở Việt Nam đang được Nhà nước khuyến khích mạnh bằng nhiều chính sách, cơ chế hỗ trợ. Đây là định hướng đúng đắn, phù hợp cho phát triển bền vững, giảm thiểu ô nhiễm môi trường từ việc đốt các nhiên liệu hóa thạch để sản xuất điện.

Song hành với những lợi ích không thể phủ nhận của nguồn ĐMT và ĐG, chúng lại có đặc điểm là phụ thuộc vào bức xạ mặt trời ban ngày và ban đêm, tính thất thường của thời tiết, gió mùa trong năm, mây mù, giông bão… Biểu đồ minh họa dưới đây cho ta hình dung về bức xạ năng lượng mặt trời và điện năng có thể sản sinh hàng ngày. Qua đó thấy rằng, các nguồn ĐMT chỉ làm việc hiệu quả từ khoảng 7h sáng tới 5h chiều hàng ngày. Nếu không có thiết bị pin dự trữ để phát lại điện vào chiều tối và ban đêm thì coi như nguồn ĐMT chỉ làm việc hiệu quả khoảng 9 giờ/ngày, và chỉ có công suất cực đại vào buổi trưa, khi mặt trời lên cao nhất. Còn những ngày mưa gió, mây mù thì công suất sẽ không đáng kể.

Theo kinh nghiệm vận hành nhiều năm từ các nước phát triển mạnh ĐMT và ĐG, hệ số sử dụng công suất của ĐMT ở Việt Nam chỉ khoảng 15 – 18% (tức là số giờ vận hành ở mức công suất cao nhất chỉ tương đương 1.300h đến 1.580h trong 8.760h hàng năm), còn ĐG có con số tương ứng là 20% (1.750h/năm) – 25% (2.200h/năm), thấp hơn hẳn so với nhiệt điện khí khoảng 65%, nhiệt điện than khoảng 74% và thủy điện 40 – 50%.

Dưới đây là minh họa điển hình biến thiên của công suất phát ra từ một nguồn điện gió trong 24 giờ hàng ngày:

Các tác động ảnh hưởng của nguồn ĐMT, ĐG đến hệ thống điện.

Có thể thấy, với đặc điểm thay đổi năng lực phát điện (công suất) nhanh, không kiểm soát, điều khiển được, ĐG sẽ gây ra dao động rất lớn với hệ thống điện mỗi khi gió biến thiên, hoặc ngừng. Nếu các nguồn điện khác không được đầu tư thêm để thay thế tại các thời điểm đó, hoặc các nguồn điện hiện có không được điều chỉnh tăng (hay giảm) công suất kịp thời để bù – trừ trong khi có ĐG và ĐMT tham gia, hệ thống điện sẽ mất cân bằng nguồn cấp và phụ tải tiêu thụ. Khi đó điện áp và tần số hệ thống điện sẽ trượt ra ngoài chỉ số định mức cho phép và các hệ thống bảo vệ kỹ thuật sẽ tác động, hậu quả nặng nề là có thể rã lưới, mất điện trên diện rộng.

Như vậy, cần có nguồn phát điện dự phòng khác để huy động khi nguồn điện gió, mặt trời biến thiên nhanh, hoặc đột ngột dừng. Như vậy, để đảm bảo hệ thống điện (HTĐ) vận hành an toàn, không sụt điện áp, tần số thì cần có lượng sông suất sẵn sàng gần tương đương với tổng các nguồn ĐMT, ĐG tham gia.

Với tính chất dự phòng và phản ứng nhanh, các nguồn dự phòng cần phải là loại có đặc điểm điều chỉnh được tốc độ thay đổi công suất nhanh. Thông thường các nhà máy nhiệt điện than khởi động được khi lò nguội là từ 4 – 5 giờ, còn khi lò hơi đang nóng cũng mất 1 – 1,5 giờ khởi động, sau đó mỗi phút mới tăng được 8% của công suất lớn nhất. Các nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp (CCGT) cũng cần thời gian tương tự để khởi động toàn bộ các tua bin, và mỗi phút có thể tăng được 10% công suất. Chỉ có thủy điện và tua bin khí đơn là có thể thay đổi công suất nhanh nhất.

Mặt khác, để có thể chủ động điều khiển các nguồn điện thay thế, hoặc điều khiển chính các nguồn ĐMT, ĐG khi có bất thường, đơn vị vận hành HTĐ cần phải có biện pháp, công cụ, năng lực dự báo chính xác sự thay đổi của tốc độ gió, sự tăng giảm bức xạ mặt trời trong ngày, trong tuần… ngay cả khi đã có đủ nguồn dự phòng.

Theo kết quả tính toán của “Báo cáo đánh giá tác động của các nguồn ĐMT và ĐG vào hệ thống điện Việt Nam” của Tư vấn Quốc tế EGI [1], với sai số dự báo biến thiên công suất các nguồn ĐMT, ĐG khoảng 5%, lượng công suất dự phòng nóng cần có để tham gia điều chỉnh tần số HTĐ vào năm 2025 là khoảng 1.000 MW, năm 2030 khoảng 2.500 MW.

Cũng theo Báo cáo nói trên, với quy mô ĐMT lên tới 12.000 MW và ĐG 6.000 MW ở năm 2030 như Quy hoạch Điện VII Điều chỉnh, số giờ kỳ vọng không đáp ứng phụ tải điện khi có các tổ máy vào bảo dưỡng lớn định kỳ sẽ lên tới 60h/năm ở năm 2025 và 680 h/năm ở năm 2030, trong khi tiêu chuẩn quy hoạch số giờ kỳ vọng thếu điện tiêu chuẩn hiện hành là 24h/năm.

Như đã nêu, để phát triển các nguồn ĐMT, ĐG nếu lưới truyền tải và phân phối điện chi được đầu tư, nâng cấp trong trường hợp có các nguồn điện truyền thống thì sẽ không thể hấp thụ, truyền dẫn được năng lượng từ các nguồn NLTT này. Vậy, ngoài nguồn điện truyền thống cần có thêm để dự phòng, lưới điện cũng phải nâng cấp ở mức cao hơn hẳn.

Một điểm nữa cần quan tâm là các nguồn ĐMT có bộ inverter, hoặc tua bin của nguồn ĐG hay phát sinh các loại sóng hài gần với tần số riêng của hệ thống điện có thể gây ra hiện tượng cộng hưởng duy trì trên hệ thống điện, tác động xấu đến HTĐ cũng như ảnh hưởng gây hư hỏng cho chính nhà máy ĐMT, ĐG.

Vậy cần có các giải pháp gì để không xảy ra các tác động xấu, nguy hại đến hệ thống điện và để thúc đẩy phát triển các nguồn điện mặt trời, điện gió?

Thứ nhất: Cần sớm có Quy hoạch ĐMT toàn quốc và các tỉnh để đảm bảo phát triển đồng bộ nguồn và lưới điện, đầu tư các trang thiết bị cần thiết. Bộ Công Thương đã cho lập Quy hoạch ĐMT toàn quốc và trình Chính phủ, nhưng đến nay vẫn chưa có văn bản của Chính phủ phê duyệt.

Thứ hai: Cơ quan quản lý Nhà nước cần có các điều chỉnh về văn bản quy phạm trong quyền điều khiển, vận hành HTĐ, tiêu chuẩn kỹ thuật bắt buộc của các nguồn ĐMT, ĐG khi đấu nối vào lưới điện.

Thứ ba: Cần trang bị năng lực các dự báo thay đổi công suất ĐMT trong ngắn hạn, dựa trên các quy luật biến thiên và dự báo về khí tượng, thủy văn, thời tiết và đặc điểm vận hành các nguồn ĐMT tại thời điểm dự báo nhằm chủ động huy động các nguồn khác thay thế, hỗ trợ. Theo kiến nghị của Tư vấn Quốc tế EGI, cần thiết xây dựng trung tâm giám sát và điều khiển nguồn năng lượng tái tạo (tại Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia và các trung tâm điều độ cấp dưới); trang bị thêm các phần mềm giám sát chất lượng điện năng; đầu tư các hệ thống thu thập dữ liệu và dự báo công suất nguồn NLTT.

Thứ tư: Hệ thống điện cần được đầu tư thêm nguồn nhiệt điện để ngoài vận hành phát điện, còn có lượng công suất dự phòng quay (dự phòng nóng) để huy động nhanh cân đối nguồn – phụ tải trong các thời gian biến thiên của ĐMT, ĐG.

Thứ năm: Ngành truyền tải và phân phối điện cần đầu tư nâng cấp lưới điện thông minh, một mặt để tăng khả năng hấp thụ và truyền dẫn nguồn điện NLTT, mặt khác có khả năng phản ứng với những biến động của công suất ĐMT, ĐG.

Thứ sáu: Các chủ đầu tư nguồn ĐMT, ĐG cần tính toán đánh giá ảnh hưởng của sóng hài và có các giải pháp lắp đặt thiết bị lọc sóng hài để giảm tác động tín hiệu xấu tới nhà máy và HTĐ.

Thứ bảy: Cần cho nghiên cứu để áp dụng lắp đặt các pin dự trữ, nạp điện khi nguồn ĐMT, ĐG vượt cao hơn nhu cầu phụ tải, và phát điện ra khi các nguồn này ngừng vận hành. Tất nhiên, hiện giá cả các thiết bị tích trữ năng lượng hiện còn cao, tác động đến hiệu quả kinh tế của nguồn điện NLTT, nhưng xu thế giá của chúng đang giảm nhanh và công nghệ cũng ngày càng được cải tiến.

Thứ tám: Một điểm quan trọng là thay vì cho phát triển mạnh các trang trại ĐMT quy mô vài chục đến hàng trăm MW, cần tập trung tuyên truyền quảng bá, khuyến khích mạnh phát triển ĐMT áp mái tại các mái nhà dân, công xưởng, tòa nhà thương mại. ĐMT áp mái có nhiều đặc điểm ưu việt là: quy mô nhỏ; bố trí phân tán; chỉ đấu nối và lưới hạ hoặc trung áp (0,4 kV hay 22 kV); có thể huy động xã hội hóa đầu tư…

Một dẫn chứng là: Năm 2017 tổng công suất đặt các nguồn ĐMT của CHLB Đức là 43.000 MW. ĐMT đảm nhiệm 40 tỷ kWh, tương đương 7,2% lượng tiêu thụ điện (tổng các nguồn NLTT chiếm tỷ lệ 39%). Trên 98% nguồn ĐMT ở CHLB Đức kết nối với lưới điện áp thấp phi tập trung. Ở CHLB Đức, các trang trại ĐMT quy mô lớn trên đất có thể trồng trọt đã không được hưởng hỗ trợ từ năm 2010.

Như vậy, với quy mô nguồn ĐMT lớn thứ hai trên thế giới hiện nay, nước Đức đã không phải đối mặt với những thách thức lớn về vận hành HTĐ khi tích hợp quy mô lớn công suất các nguồn ĐMT.

THS. NGUYỄN ANH TUẤN – HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM