Vấn đề ổn định hệ thống điện Việt Nam với tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo tăng cao: Hiện trạng và giải pháp

Vấn đề ổn định hệ thống điện Việt Nam với tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo tăng cao: Hiện trạng và giải pháp

1.1 Hiện trạng và định hướng phát triển các nguồn điện

1.1.1 Hiện trạng nguồn điện

Tính đến cuối năm 2022, hệ thống điện Việt Nam đứng đầu khu vực ASEAN về công suất nguồn điện với tổng công suất lắp đặt toàn hệ thống đạt 80.704 MW, tăng gần 2.583 MW so với năm 2021, trong đó các nguồn điện năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời) với tổng công suất là 21.627 MW chiếm tỷ trọng 26,8%.

Hình 1.1.Cơ cấu nguồn điện toàn quốc đến cuối năm 2022 [2]

Năm 2022 sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống khoảng 271 tỷ kWh, tăng trưởng 5,6% so với năm 2021.

Tại Việt Nam tỷ trọng năng lượng điện sản xuất từ gió và mặt trời chiếm khoảng 14%, trên thế giới thì tỷ trọng này khoảng 12% năm 2022 và tiếp tục tăng khoảng 14.3% trong 6 tháng đầu năm 2023, với các nước châu Âu thì khoảng 22%, tại Australia tỷ trọng này khoảng 25%. Dù phát triển bùng nổ trong những năm gần đây nhưng tỷ trọng năng lượng điện suất từ gió và mặt trời vẫn thấp hơn so với các nước châu Âu.

Khoảng 49% điện năng sản xuất của Việt Nam đến từ các nguồn thủy điện, điện gió, điện mặt trời và tỷ lệ này tăng khoảng 6% so với năm 2021. Một số nước phát triển ở châu Âu như Đức tỉ lệ này 49,6%, Tây Ban Nha thì năng lượng tái tạo có thể đáp ứng nhu cầu sử dụng điện trên toàn quốc từ 10 giờ sáng đến 7 giờ tối.

Hình 1.2.Biểu đồ thành phần huy động nguồn các năm từ 2012 - 2022 [2]

Hiện nay, nhiệt điện than đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo an ninh cung cấp điện, tuy nhiên với sự bất ổn của nền kinh tế thế giới hiện nay, chiến tranh giữa Ukraine - Nga kéo dài, cuộc khủng hoảng năng lượng xuất hiện, giá nhiên liệu thế giới tăng cao, các mỏ khi đốt khu vực Nam bộ suy giảm, biến đổi khí hậu làm ảnh hưởng lưu lượng nước của các hồ chứa thủy điện nên việc phát triển của nguồn năng lượng tái tạo trong nước để thay thế là xu thế tất yếu đây cũng chính là hướng đi cho Việt Nam.

1.1.2 Đánh giá tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo hiện nay

Trước năm 2019, nguồn điện trên hệ thống điện Việt Nam chủ yếu là các nguồn nhiệt điện than, nhiệt điện khí và thủy điện. Tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo (điện gió điện, mặt trời) chiếm tỷ trọng gần như bằng 0. Trong giai đoạn từ 2019 đến nay, với cơ chế khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo của Chính phủ, các nguồn điện mặt trời và điện gió đã có bước phát triển đáng kể. Tính đến cuối năm 2022, so với tổng công suất đặt toàn quốc thì điện mặt trời chiếm tỷ trọng khoảng 21% (16.568 MW), điện gió chiến tỷ trọng khoảng 6% (5.059 MW). Như vậy, hiện nay nguồn năng lượng tái tạo đang chiếm tỷ trọng đáng kể trong cơ cấu nguồn điện Việt Nam, với hơn ¼ tổng công suất đặt toàn quốc.

Bảng 1.1.Công suất đặt nguồn điện toàn quốc giai đoạn 2011 – 2022 (Đơn vị: MW) [4]

Hình 1.3.Tình hình tăng trường công suất đặt nguồn điện toàn quốc giai đoạn 2011 - 2022 [4]

Việc tăng tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo (nguồn điện gió và điện mặt trời) giúp tăng công suất đặt, giảm thiểu ô nhiễm môi trường, hạn chế sự phụ thuộc vào nhập khẩu năng lượng hóa thạch. Tuy nhiên với tính chất là loại nguồn phụ thuộc nhiều vào điều kiện tự nhiên như gió và mặt trời cũng đặt ra những thách thức về việc vận hành ổn định hệ thống điện.

1.1.3 Định hướng phát triển nguồn điện

Với quan điểm phát triển điện đã được đề cập trong Quy hoạch điện VIII: “Phát triển điện phải bám sát xu thế phát triển của khoa học- công nghệ trên thế giới, nhất là về năng lượng tái tạo, năng lượng mới, gắn với quá trình chuyển đổi nền kinh tế đất nước theo hướng kinh tế xanh, kinh tế tuần hoàn, kinh tế cacbon thấp”. Quyết định số 500/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Quy hoạch điện VIII cũng đã đưa ra định hướng phát triển nguồn điện.

Hình 1.4.Cơ cấu nguồn điện toàn quốc đến năm 2050 [3]

Cơ cấu các loại hình nguồn điện đa dạng, trong đó thủy điện và năng lượng tái tạo chiếm tỷ trọng cao khoảng 49,66% tổng công suất đặt năm 2030 và khoảng 69,45% tổng công suất đặt năm 2050. Nguồn điện mặt trời tự sản, tự tiêu được ưu tiên phát triển không giới hạn công suất.

Nguồn nhiệt điện than sẽ được cắt giảm đến mức tối đa và đạt 0 MW đến năm 2050. Các nhà máy điện than dự kiến đốt kèm nhiên liệu sinh khối và amoniac sau 20 năm vận hành và dừng vận hành các nhà máy có tuổi thọ trên 40 năm không thể chuyển đổi nhiên liệu; các nhà máy nhiệt điện khí định hướng một phần chuyển sang sử dụng LNG một phần chuyển sang sử dụng hydro; các nhà máy LNG dự kiến đốt kèm hydro và một số nhà máy sử dụng hoàn toàn hydro từ sau năm 2030.

Với cơ cấu nguồn như Quyết định số 500/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ đã định hướng phù hợp với tình hình thực tế tại Việt Nam và phù hợp với xu hướng chuyển dịch năng lượng của thế giới nhằm hướng tới sự phát triển năng lượng một cách bền vững trong tương lai. Tuy nhiên đến năm 2030 để đạt được cơ cấu nguồn thủy điện và năng lượng tái tạo chiếm tỷ trọng khoảng 50% tổng công suất đặt đó cũng là khó khăn và thách thức  để vận hành hệ thống điện một cách an toàn và ổn định.

1.1.4 Định hướng tỷ trọng phát triển năng lượng tái tạo

Giai đoạn từ 2012 – 2018, nguồn năng lượng tái tạo không được ưu tiên phát triển ở Việt Nam, tuy nhiên đến năm 2019 chuyển mình với sự phát triển bùng nổ của ngành năng lượng tái tạo của các nước trên thế giới, nhiều chính sách ưu tiên phát triển nguồn năng lượng tái tạo được ban hành, nguồn năng lượng tái tạo Việt Nam được phát triển một cách đáng kể và chiếm tỷ trọng khoảng 27% tổng công suất đặt trong cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2022. Với định hướng phát triển nguồn điện ưu tiên phát triển năng lượng tái tạo, năng lượng sạch,... thì Quyết định số 500/QĐ-TTg được duyệt cũng đã đưa ra định hướng đến năm 2030 nguồn NLTT sẽ chiếm tỷ trọng khoảng 28,56% tổng công suất đặt trong cơ cấu nguồn điện Việt Nam, trong đó:

Nguồn NLTT tiếp tục được ưu tiên phát triển mạnh giai đoạn 2031-2050, đến năm 2050 nguồn năng lượng tái tạo chiếm tỷ trọng khoảng 62%-63% tổng công suất đặt trong cơ cấu nguồn điện Việt Nam, trong đó:

Hình 1.5.Cơ cấu nguồn NLTT Việt Nam đến năm 2050 [3]

Tại Việt Nam nguồn năng lượng tái tạo chủ yếu phát triển là nguồn mặt trời và nguồn điện gió (điện gió trên bờ, điện gió ngoài khơi). Đến năm 2030 điện gió (trên bờ, ngoài khơi) chiếm tỷ trọng lớn khoảng 65% tổng công suất đặt nguồn năng lượng tái tạo, điện mặt trời (không bao gồm điện mặt trời mái nhà hiện hữu) chiếm tỷ trọng 30% tổng công suất đặt nguồn tái tạo. Tuy nhiên đến năm 2050 nguồn mặt trời chiếm tỷ trọng 55% tổng công suất đặt nguồn năng lượng tái tạo, nguồn điện gió (trên bờ, ngoài khơi) chiếm tỷ trọng 43% tổng công suất đặt nguồn năng lượng tái tạo.

Đến năm 2050 nguồn năng lượng tái tạo chiếm tỷ trọng rất lớn trong cơ cấu nguồn, tuy nhiên do ảnh hưởng của điều kiện khí hậu, công tác lắp đặt và vận hành còn nhiều khó khăn nên các nguồn này vẫn chưa mang lại hiệu quả cao. Vì vậy cần có những giải pháp kinh tế, kỹ thuật cũng như chính sách để hỗ trợ phát triển các nguồn này một cách tin cậy, bền vững và hiệu quả nhằm đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện tại Việt Nam.

1.2 Hiện trạng và định hướng phát triển lưới điện truyền tải

1.2.1 Hiện trạng lưới điện truyền tải

Trải qua nhiều khó khăn và thách thức, hệ thống truyền tải điện Quốc gia Việt Nam đã ngày càng phát triển. Đến nay, hệ thống truyền tải điện Quốc gia đã vươn tới tất cả các tỉnh, thành phố trên cả nước, kết nối với các nước trong khu vực như Trung Quốc, Lào, Campuchia. Hệ thống truyền tải điện thực sự đóng vai trò là hệ thống năng lượng huyết mạch với các đường dây truyền tải công suất từ các trung tâm điện lực, các nhà máy điện lớn đến các vùng trung tâm phụ tải cũng như các đường dây liên kết hệ thống điện 3 miền Bắc – Trung – Nam giúp nâng cao độ tin cậy và ổn định hệ thống.

Tại Việt Nam, lưới điện truyền tải được quy định với cấp điện áp từ 220kV đến 500kV, lưới điện phân phối có cấp điện áp từ 22(15)kV đến 110kV. Trong ngành điện, Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) quản lý vận hành lưới điện truyền tải, các Tổng Công ty Điện lực quản lý vận hành lưới điện phân phối và một số trạm biến áp 220kV có tính chất cấp điện phụ tải ở các thành phố lớn.

Hiện nay, lưới điện truyền tải của Việt Nam có quy mô đứng hàng đầu trong khu vực Đông Nam Á. Khối lượng lưới điện truyền tải tại Việt Nam tính đến cuối năm 2022 gồm có: 10.152km đường dây 500kV (theo chiều dài tuyến), 19.567km đường dây 220kV; 38 trạm biến áp 500kV/ tổng dung lượng 49.500MVA, 151 trạm biến áp 220kV với tổng dung lượng 72.848MVA.

Toàn bộ hệ thống lưới điện truyền tải và phân phối đang sử dụng là hệ thống điện xoay chiều (AC), gồm các công trình: (i) Đường dây trên không (ĐDK) và đường cáp ngầm (ĐCN), được xây dựng trên đất liền và dưới biển, (ii) Trạm biến áp (TBA) sử dụng công nghệ cách điện không khí (Air Insulation Switchgear - AIS) được xây dựng ngoài trời và công nghệ cách điện bằng khí SF6 (Gas Insulation Switchgear - GIS) được lắp đặt hợp bộ trong nhà. Các công trình này được liên kết và phối hợp với nhau để hoạt động hiệu quả trên nền tảng hệ thống thu thập dữ liệu, giám sát, điều khiển, bảo vệ, đo đếm, v.v..

1.2.2 Định hướng phát triển lưới điện truyền tải

1.2.2.1 Định hướng phát triển lưới truyền tải

Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII), được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt theo Quyết định số 500/QĐ-TTg, đã đề cập kỹ lưỡng về phương án phát triển lưới điện.

Theo đó, đối với phát triển lưới điện truyền tải 500 kV và 220 kV, Quy hoạch điện VIII đề ra mục tiêu bảo đảm khả năng giải tỏa công suất các nhà máy điện, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đáp ứng tiêu chí N-1 đối với vùng phụ tải quan trọng và N-2 đối với vùng phụ tải đặc biệt quan trọng. Phát triển lưới điện có dự phòng lâu dài, tăng cường sử dụng cột nhiều mạch, nhiều cấp điện áp đi chung để giảm diện tích chiếm đất. Lưới điện truyền tải 500 kV giữ vai trò xương sống trong liên kết các hệ thống điện vùng miền và trao đổi điện năng với các nước trong khu vực.

Quy hoạch điện VIII đặt ra mục tiêu phát triển lưới điện thông minh để tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo ở quy mô lớn, đáp ứng yêu cầu vận hành hệ thống điện an toàn, ổn định và kinh tế.

Bên cạnh đó, Quy hoạch điện VIII cũng đề ra nhiệm vụ nghiên cứu ứng dụng hệ thống Back-to-Back, thiết bị truyền tải điện linh hoạt để nâng cao khả năng truyền tải, giảm thiểu diện tích chiếm đất. Tổ chức nghiên cứu công nghệ truyền tải điện xoay chiều và một chiều điện áp trên 500 kV. Đẩy mạnh xây dựng các trạm biến áp GIS, trạm biến áp 220/22 kV, trạm ngầm tại các trung tâm phụ tải. Định hướng sau 2030 sẽ phát triển các đường dây truyền tải siêu cao áp một chiều kết nối khu vực Trung Trung Bộ, Nam Trung Bộ và Bắc Bộ để khai thác mạnh tiềm năng điện gió ngoài khơi. Nghiên cứu các kết nối xuyên châu Á - Thái Bình Dương [3].

Cụ thể, định hướng phát triển lưới điện truyền tải theo từng giai đoạn như sau:

a.Giai đoạn tới năm 2025:

Phát triển các đường dây 500 kV truyền tải liên vùng để tăng hiệu quả vận hành hệ thống điện, giúp giải tỏa công suất các nguồn NLTT và gia tăng năng lực cấp điện phục vụ phát triển kinh tế - xã hội của các trung tâm phụ tải miền Bắc và miền Nam.

Trên cung đoạn Bắc Trung Bộ - Bắc Bộ, cần đảm bảo tiến độ của  ĐZ 500kV mạch 3 miền Bắc từ Quảng Trạch đi Phố Nối để phục vụ cấp điện cho miền Bắc và hạn chế hiện tượng nghẽn mạch trên lưới truyền tải. Trên cung đoạn Tây Nguyên – Nam Bộ và Nam Trung Bộ - Nam Bộ, cần thực hiện các đường dây 500 kV truyền tải liên kết như đường dây 500 kV Krong Buk – Tây Ninh 1 và Ninh Sơn – Chơn Thành để hỗ trợ giải tỏa công suất NLTT khu vực, đồng thời góp phần đảm bảo cấp điện cho trung tâm phụ tải miền Nam.

b.Giai đoạn 2026 – 2030:

Tiếp tục tăng cường năng lực truyền tải liên vùng, đặc biệt là các giao diện Bắc Trung Bộ – Bắc Bộ và Nam Trung Bộ – Nam Bộ.

Liên kết Bắc Trung Bộ – Bắc Bộ: cải tạo 01 mạch Vũng Áng – Nghi Sơn – Nho Quan thành đường dây mạch kép. Trong kịch bản phát triển nguồn điện LNG ở khu vực Bắc Trung Bộ xây dựng mới đường dây 500 kV mạch kép liên kết Bắc Trung Bộ - Bắc Bộ. Liên kết Tây Nguyên – Trung Trung Bộ: cải tạo ĐZ 500 kV mạch đơn Pleiku – Thạnh Mỹ thành mạch kép. Liên kết Nam Trung Bộ – Tây Nguyên: hoàn thiện toàn tuyến ĐZ 500 kV mạch kép: Thuận Nam – Vân Phong – Bình Định – TBKHH Dung Quất… 

c.Giai đoạn 2031 – 2050:

Xem xét xây dựng hệ thống truyền tải điện một chiều siêu cao áp HVDC, với tổng công suất từ 20.000 MW đến 30.000 MW tùy theo kịch bản phát triển.

Khối lượng xây dượng lưới điện truyền tải theo Quy hoạch điện VIII được tổng hợp như sau:

Hình 1.6.Khối lượng lưới điện truyền tải xây mới và cải tạo theo Quy hoạch điện VIII (Đơn vị: TBA: MVA, ĐZ: km) [4]

1.2.2.2 Những vấn đề đặt ra với lưới điện truyền tải

a) Sự xâm nhập và tăng trưởng của các nguồn điện từ năng lượng tái tạo (NLTT), đặc biệt là nguồn điện gió và mặt trời, sẽ ngày càng tăng và dần thay thế các nguồn điện dùng nhiên liệu hóa thạch trong tương lai. Hai đặc điểm quan trọng của nguồn  điện gió và mặt trời là: (i) Sản lượng của nguồn điện gió và mặt trời dễ biến đổi (thay đổi theo thời gian), do đó không thể dự báo một cách chính xác hoàn toàn và có hệ số khả dụng công suất cực đại thấp, (ii) Các địa điểm tiềm năng xây dựng các  nguồn điện gió và mặt trời thường nằm xa các khu vực trung tâm phụ tải chính.

Các đặc điểm này sẽ đặt ra thách thức lớn đối với lưới điện, cụ thể việc khai thác nguồn điện gió đòi hỏi có Quy hoạch kết lưới bài bản, khối lượng xây dựng lưới truyền tải lớn hơn so với các nguồn điện truyền thống (thường nằm gần các khu vực trung tâm phụ tải hơn và có hệ số khả dụng công suất cực đại lớn hơn). Hơn nữa, việc xây dựng các đường dây truyền tải quá dài có thể đặt ra các vấn đề kỹ thuật và ảnh hưởng đến sự ổn định của hệ thống điện.

Khi đó, việc đầu tư xây dựng và vận hành hệ thống điện một cách hiệu quả ngày càng trở nên quan trọng. Để tăng cường sự thâm nhập của nguồn điện tái tạo trong khi vẫn duy trì độ tin cậy đòi hỏi phải có những thay đổi về thiết kế và vận hành hệ  thống điện.

b) Đặc điểm nhu cầu điện (hay phụ tải điện) sẽ có những thay đổi liên tục trong tương lai, đặc biệt là gia tăng tỷ lệ thiết bị điện thông minh trong sinh hoạt – dịch vụ, sự thâm nhập của xe điện chạy bằng pin và phương tiện giao thông công cộng được  điện khí hóa. Tác động của thay đổi nhu cầu này đến lưới điện sẽ phụ thuộc thời điểm thiết bị được sử dụng nhiều, thời điểm xe điện được sạc và hoạt động giao thông.

c) Nhu cầu liên kết hệ thống điện với các nước trong khu vực ASEAN và các nước tiểu vùng sông Mê Kông mở rộng (GMS) nhằm tận dụng tối ưu nguồn năng lượng, nâng cao hiệu quả hoạt động, nâng cao độ tin cậy hệ thống điện giữa các nước trong khu vực. Mục tiêu chiến lược EVN cũng đã xác định “Mở rộng hợp tác, trao đổi điện năng với các nước trong khu vực ASEAN và các nước tiểu vùng sông Mê Kông mở rộng (GMS) hướng tới mục tiêu hình thành liên kết hệ thống điện ASEAN, GMS”. Với sự phát triển mở rộng lưới điện truyền tải trong tương lai và xu hướng với các thách thức như trên, việc nghiên cứu một số công nghệ để áp dụng cho lưới điện Việt Nam là tất yếu và là cơ hội lớn. Một số giải pháp xây dựng và công nghệ  chính đã và đang áp dụng trên thế giới và dự kiến sẽ áp dụng tại Việt Nam được nêu dưới đây.

1.2.2.3 Xu hướng phát triển công nghệ lưới điện truyền tải

a.Hệ thống truyền tải điện cao áp một chiều (HVDC)  

Sự xuất hiện của các nhà máy điện gió trên biển gồm điện gió gần bờ (ĐGGB) và điện gió ngoài khơi (ĐGNK) và nhu cầu truyền tải xa với lượng công suất lớn sẽ là tiền đề cho việc nghiên cứu áp dụng hệ thống truyền tải điện HVDC.

Khoảng cách càng xa thì sẽ càng làm tăng tính hiệu quả của hệ thống HVDC, về lý thuyết sẽ có một điểm “cân bằng” mà tại đó khoảng cách nhỏ hơn sẽ áp dụng HVAC và khoảng cách lớn hơn sẽ áp dụng HVDC. Do yêu cầu về kỹ thuật, điểm cân bằng  của cáp ngầm nhỏ hơn nhiều so với đường dây trên không. Truyền tải ĐGNK từ biển vào đất liền chủ yếu dùng giải pháp xây dựng tuyến cáp ngầm biển. Với một chiều dài mà điều kiện kỹ thuật cho phép và hiệu quả kinh tế nhất thì cáp HVAC sẽ được  lựa chọn. Tuy nhiên, với các tuyến cáp biển có chiều dài lớn mà khi dùng cáp HVAC không khả thi về kỹ thuật, hoặc hiệu quả kinh tế kém hơn, thì cáp HVDC sẽ được lựa chọn.

Theo Quy hoạch điện VIII, nhu cầu truyền tải liên miền, đặc biệt là truyền tải ra miền Bắc tăng cao. Dự kiến, khu vực Bắc Bộ sẽ nhận khoảng 77 - 99 tỷ kWh vào năm 2040 và 128 - 152 tỷ kWh vào năm 2050. Với việc phát triển mạnh các nguồn NLTT đặc biệt là nguồn ĐGNK khu vực Trung Trung bộ và Nam Trung Bộ, dẫn đến nhu cầu tăng cường truyền tải từ các khu vực này ra Bắc Bộ là rất lớn. Với nhu cầu truyền tải cao như trên, khó có thể tiếp tục phát triển lưới điện truyền tải xoay chiều 500kV để truyền tải công suất và điện năng ra miền Bắc, do ảnh hưởng của nhiều yếu tố như quỹ đất hành lang tuyến, chi phí xây dựng, tổn thất, dòng ngắn mạch... Trong các phương án truyền tải, phương án khả thi cần xem xét là xây dựng thêm hệ thống HVDC từ Trung Trung bộ và Nam Trung Bộ ra Bắc Bộ.

Như vậy, trong tương lai hệ thống HVDC có thể được xem xét ứng dụng trong các trường hợp: (i) Cáp ngầm biển có chiều dài từ 100km trở lên (đối với điện áp đến ± 220kV) và nhỏ hơn nhiều đối với cấp điện áp cao hơn đến ± 500kV, (ii) ĐDK (trên bờ)  truyền tải một lượng công suất lớn với khoảng cách xa > 500-600km, (iii) Kết nối hai hệ thống xoay chiều không đồng bộ hoặc khác tần số (liên kết lưới điện các nước trong khu vực, kết nối các nhà máy điện gió vào hệ thống điện), làm nâng cao  độ ổn định, giảm dòng ngắn mạch trong hệ thống.

b.Đường dây truyền tải   

Hiện nay và trong tương lai, ĐDK vẫn là lựa chọn ưu tiên khi xây dựng trên đất liền và trên biển những nơi có độ sâu mực nước biển thấp với các ưu điểm là khả năng tải cao và chi phí phù hợp. Tuy nhiên, các giải pháp xây dựng cần thiết được áp  dụng phổ biến nhằm hạn chế ảnh hưởng môi trường, tài nguyên và đất đai như: (i) Xây dựng ĐDK nhiều mạch hỗn hợp trên cùng hành lang tuyến, (ii) Sử dụng cột tháp dùng thép ống, cột thép đơn thân, … với diện tích chiếm đất chân cột và hành lang  tuyến giảm, (iii) Sử dụng dây dẫn tổn thất thấp, dây dẫn siêu nhiệt để nâng cao khả năng truyền tải.

Bên cạnh đó, ĐCN cũng được đánh giá là tiềm năng và sẽ phát triển mạnh trong tương lai, đặc biệt là nhu cầu xây dựng ở khu vực trung tâm đối với các thành phố lớn, hay sự phát triển mạnh của lưới điện truyền tải đấu nối từ các nguồn điện gió trên biển.

Cáp ngầm biển HVAC:

Trên thế giới, cáp ngầm biển HVAC đã được dùng phổ biến với cấp điện áp 132 – 345kV. Cáp HVAC 500kV lần đầu tiên vận hành năm 2019, cáp có thể có tiết diện 1 lõi lên đến 2.500mm2. Về vật liệu cách điện, trong quá khứ, cáp HVAC được cách  điện bằng giấy có dầu áp suất thấp thường được sử dụng dưới biển với công suất lớn. Tuy nhiên, do tác động môi trường tiềm ẩn trong trường hợp rò rỉ, độ phức tạp của chúng và các giới hạn về khoảng cách cấp dầu do chiều dài tuyến, … nên sự  xuất hiện của cáp XLPE (polyethylene liên kết chéo) như một công nghệ cạnh tranh, dẫn đến cáp có dầu ngày càng ít sử dụng. Cáp cách điện XLPE có các ưu điểm so với cáp cách điện bằng giấy với cùng tiết diện ruột dẫn như: Nhẹ hơn, cho phép  chiều dài vận chuyển dài hơn và khoảng cách giữa các mối nối sẽ dài hơn, bền hơn về mặt cơ học, cho phép mang dòng điện lớn hơn.

Một hạn chế của tất cả các loại cáp HVAC là chúng sinh ra điện dung cao gây ra bởi dòng điện xoay chiều (AC), có nghĩa là đối với chiều dài tuyến cáp càng dài, dòng điện sạc càng trở nên đáng kể và dẫn đến giảm khả năng truyền tải công suất tác dụng của cáp. Điều này được giảm thiểu bằng cách lắp đặt thiết bị kháng bù.

Tuy nhiên, vì các lý do kỹ thuật - kinh tế, cáp HVAC chỉ được khuyến nghị áp dụng cho tuyến cáp có chiều dài dưới 100km với cấp điện áp đến 220kV và sẽ ngắn hơn nhiều với cấp điện áp cao hơn đến 500kV (do công suất phản kháng sinh ra bởi điện dung sẽ tỷ lệ với chiều dài và bình phương điện áp).

Cáp ngầm biển HVDC:

Trên thế giới, cáp ngầm biển HVDC đã được dùng phổ biến với cấp điện áp lên đến 400kV. Cáp HVDC điện áp 600kV vận hành đầu tiên năm 2016 với công suất tải 2.200MW - 3.000MW. Chiều dài tuyến cáp về lý thuyết không giới hạn (đã vận hành  tuyến cáp dài trên 1.000km), cáp có thể có tiết diện 1 lõi lên đến 2.500mm². Về vật liệu cách điện, trước năm 2005, cáp cách điện giấy tẩm thành khối (Mass Impregnated - MI) được áp dụng phổ biến. Từ năm 2000, cáp biển loại cách điện XLPE là  công nghệ mới được áp dụng.

c.Tăng cường đầu tư hệ thống tự động hoá trong TBA truyền tải    

Với số lượng đầu tư phát triển ngày càng lớn về quy mô của hệ thống điện, các nội dung kỹ thuật cần phải tiếp tục nghiên cứu đầu tư xây dựng để nâng cao chất lượng điện, độ tin cậy và hiệu quả trong quản lý vận hành lưới điện như sau: 

i) Nghiên cứu để trang bị rộng rãi các công cụ điều chỉnh, điều khiển thông minh trong vận hành hệ thống truyền tải như: Các thiết bị FACTs, áp dụng TBA kỹ thuật số, sử dụng các MBA có gam công suất lớn cấp điện áp 500kV, 220kV, 110kV, thiết bị  hạn chế dòng ngắn mạch (Fault current limiter - FCL) công nghệ mới áp dụng vật liệu siêu dẫn, thiết bị tích trữ năng lượng công suất lớn để nâng cao độ ổn định, hiệu quả vận hành lưới điện.

ii) Trang bị và nâng cấp các hệ thống giám sát tự động trực tuyến có sử dụng trí tuệ nhân tạo AI và kho dữ liệu lớn BIG DATA nhằm thu thập thông tin, phân tích, đánh giá tình trạng vận hành thiết bị theo thời gian thực đối với các thiết bị được lựa chọn,  để giảm nhân công giám sát cho các đường dây và các TBA truyền tải, đặc biệt là các TBA kỹ thuật số và mô phỏng số các hoạt động hệ thống truyền tải. 

 ii) Đưa vào ứng dụng quản lý kỹ thuật (gồm cả quản lý sự cố) hệ thống truyền tải điện trên nền tảng hệ thống thông tin địa lý (GIS) có ứng dụng rộng rãi trí tuệ nhân tạo xử lý phân tích dữ liệu, hình ảnh trong kiểm tra, vận hành đường dây, trạm biến áp, đặc biệt là vận hành TBA không người trực.

iv) Số hoá các trạm biến áp, sử dụng các thiết bị chuyển đổi quang điện để chuyển đổi tín hiệu điện sang quang để có thể truyền tín hiệu nhị thứ đến hệ thống điều khiển tích hợp máy tính, giảm các kết cấu xây dựng và số lượng cáp đồng, các hệ thống điều khiển máy tính của trạm biến áp dùng công nghệ kỹ thuật số và kết nối quang để tăng khả năng kết nối, lưu trữ, xử lý dữ liệu.

v) Xây dựng các trung tâm giám sát vận hành tập trung, để giám sát và điều khiển cho các TBA, tiến tới các TBA 500kV, 220kV, 110kV là các trạm biến áp không người trực vận hành. Các trạm biến áp sẽ được giám sát và điều khiển từ xa thông qua các trung tâm.

d.Giải pháp công nghệ TBA trên biển

Cùng với sự phát triển các nguồn ĐGNK, việc xuất hiện TBA ngoài khơi (TBANK)/TBA trên biển là xu hướng tất yếu. TBANK đóng vai trò là các TBA truyền tải, sẽ thu gom công suất từ các trang trại điện gió thông qua các đường cáp ngầm (ĐCN) trung thế 66kV, 35kV hoặc 22kV, qua MBA nâng áp lên cấp 220kV, 500kV và sau đó truyền tải vào đất liền bằng đường dây truyền tải. Các giải pháp xây dựng đặc thù của TBA ngoài khơi trên biển gồm:

e.Giải pháp công nghệ TBA ngầm

Hiện nay, việc xây dựng các trạm biến áp tại các khu vực trung tâm của các thành phố lớn (như Hà Nội, Hồ Chí Minh, Đà Nẵng) sẽ gặp khó khăn trong việc bố trí đất đủ xây dựng trạm biến áp. Với yêu cầu cung cấp điện ngày càng cao về tính an toàn  và dung lượng lớn, các TBA truyền tải 220kV, 110kV phải đưa và sát khu vực phụ tải 22kV, do đó xu hướng tiếp theo sẽ là xây dựng các trạm biến áp ngầm 220kV, 110kV dưới các khu vực nhà cao tầng hoặc trung tâm thương mại, công viên.

Các trạm biến áp ngầm sử dụng MBA cách điện khí SF6 và thiết bị công nghệ GIS, đảm bảo an toàn về an ninh năng lượng (cung cấp điện đến gần phụ tải) và an toàn về vận hành (khi sử dụng các thiết bị cách điện khí như SF6) có độ ổn định và an  toàn cao.

Trạm biến áp ngầm sẽ được đặt phía dưới các tòa nhà tại các trung tâm đô thị, chiều sâu trạm biến áp ngầm từ 20-30m, với các tầng hầm đặt MBA, thiết bị GIS, hệ thống điều khiển bảo vệ, đảm bảo mỹ quan tại lối đi lên đi xuống, các vị trí vận chuyển thiết bị và thông gió, PCCC.

1.3 Phân tích và đánh giá độ ổn định hệ thống điện ở các kịch bản có tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo tăng cao

Nhận thấy việc tỷ trọng xâm nhập các nguồn năng lương tái tạo tăng ngày càng tăng cao đặt ra thách thức về việc vận hành ổn định hệ thống điện Việt Nam, PECC2 đã 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”.

Đề tài đã phân tích, đánh giá được ảnh hưởng của các nguồn năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời), xác định tỷ trọng xâm nhập tối đa của các nguồn năng lượng tái tạo của hệ thống điện Việt Nam vẫn đảm bảo tính vận hành ổn định trong giai đoạn hiện nay và các năm 2025, 2030. Thêm vào đó, đề tài còn đưa ra một số giải pháp nhằm nâng cao độ ổn định hệ thống điện.

1.3.1Các kịch bản tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo tăng cao

Trường hợp tính toán tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo

Trường hợp 1: Tỷ trọng xâm nhập năng lượng tái tạo đến khi mất ổn định cho hệ thống điện toàn quốc;

Trường hợp 2: Tỷ trọng xâm nhập năng lượng tái tạo đến khi mất ổn định cho hệ thống điện theo từng vùng.

Năm thực hiện: Cuối năm 2021, Năm 2025, năm 2030.

Tiêu chí ổn định: Đảm bảo ổn định quá độ trong chế độ sự cố ngắn mạch và sự cố mất tổ máy.

Công thức tính tỷ trọng xâm nhập năng lượng tái tạo

Tỷ trọng xâm nhập nguồn năng lượng tái tạo sẽ được tính theo công thức sau:

Trong đó: Tổng phụ tải được chọn là thời điểm phụ tải cực tiểu buổi trưa do thời điểm này có tỷ lệ xâm nhập cao nhất có thể xảy ra cũng như có khả năng mất ổn định hệ thống cao.

Phương pháp tính toán

Giai đoạn cuối năm 2021

Đối với giai đoạn cuối năm 2021, thực hiện tính toán dựa vào các điều kiện vận hành thực tế như sau:

Năm 2025, 2030

Lưu đồ dưới thể hiện phương pháp tính toán tìm tỷ trọng xâm nhập tối đa của hệ thống đến khi hệ thống bị mất ổn định

Hình 1.7. Giải thuật tìm tỷ trọng xâm nhập đến khi mất ổn định của toàn quốc và của từng vùng miền [1]

1.3.2 Phân tích và đánh giá tỷ trọng năng lượng tái tạo mà hệ thống điện Việt Nam vận hành ổn định

1.3.2.1 Giới thiệu công cụ tính toán

Tổng quan

Hiện nay, lưới điện truyền tải của Việt Nam có quy mô đứng hàng đầu trong khu vực Đông Nam Á, do đó có số tổ máy và số đường dây truyền tải tương đối lớn. Chỉ riêng việc nhập thông số (các mô hình điều khiển, nguồn tải…) và xây dựng kịch bản cũng tốn khá nhiều thời gian. Sau đó, cần tạo sự cố và các kênh quan sát để phần mềm xử lý. Cuối cùng, đánh giá, kiểm tra tất cả các kết quả tính toán để xác định tính ổn định của hệ thống cũng dựa theo Thông tư về các điều kiện về tần số, điện áp.

Do đó, cần có các công cụ hỗ trợ để tính toán một lượng lớn sự cố cũng như quan sát rất nhiều phần tử (trong đó quan sát chính về góc rotor, điện áp và tần số cho 1 phần tử).

Điều này dẫn đến số nghiệm cần kiểm tra tăng theo cấp số nhân và khối lượng dữ liệu cần kiểm tra là rất lớn (tổng dung lượng các file kết quả vào khoảng ~120GB dưới dạng bảng biểu). Toàn bộ quá trình và thời gian ước tính của mỗi công đoạn được biểu diễn theo Hình 2.8dưới đây:

Hình 1.8.Mô tả quá trình từ việc xây dựng các kịch bản tính toán, mô phỏng sự cố và kiểm tra kết quả ổn định cũng như thời gian ước tính mỗi khâu cần thực hiện trong trường hợp không có công cụ [1]

Như vậy nhờ công cụ được viết bởi kỹ sư PECC2 thời gian để tạo sự cố, chạy mô phỏng, kiểm tra kết quả có thể giảm từ 40 năm xuống còn 4 tháng (được ước lượng dựa trên kết quả thu được khi chạy thử trên mô hình lưới 39 nút IEEE).

Do đó, cần có những công cụ nhằm tránh việc phải thao tác nhiều lần cũng như tránh sai sót trong kiểm tra kết quả tính toán do phải kiểm tra rất nhiều dữ liệu. Để giải quyết các vấn đề trên, nhóm kỹ sư PECC2 đã viết 3 công cụ dựa trên nền tảng ngôn ngữ lập trình Python và sử dụng độc lập với phần mềm PSS/E. Trong đó, bao gồm: công cụ tự động tạo sự cố và kênh quan sát; công cụ tự động chạy các sự cố và xuất kết quả; và công cụ kiểm tra kết quả sau khi đã chạy xong các sự cố.

Cấu trúc hoạt động của công cụ tính toán

Hình 1.9.Lưu đồ mô phỏng và kiểm tra các sự cố trên hệ thống [1]

Công cụ tự động tạo sự cố dựa trên dữ liệu lưới điện mô phỏng trên PSS/E là công cụ đầu tiên nhằm tạo một loạt các tập lệnh chạy sự cố để đưa vào phần mềm mô phỏng. Công cụ có chức năng tạo các sự cố ngắn mạch đường dây và sự cố ngắt tổ máy phát. Đồng thời có các hộp kiểm giúp người dùng tạo các kênh quan sát mong muốn (Điện áp, tần số, góc pha, công suất cơ, tốc độ quay, công suất phản kháng, công suất tác dụng) của các phần tử trong bộ dữ liệu xác lập cũng như cho phép nhập thời gian mô phỏng mong muốn.

Hình 1.10.Cấu trúc hoạt động của công cụ tự động tạo sự cố và các kênh quan sát [1]

Hình 1.11.Giao diện và chức năng của công cụ tự động tạo sự cố và các kênh quan sát [1]

Công cụ tự động chạy các sự cố nhằm tránh việc phải thao tác lặp lại các lệnh chạy ổn định trong phần mềm PSS/E. Từ các file .py chứa các tập lệnh chạy ổn định quá độ cho riêng lẻ từng sự cố. Công cụ cho phép chọn folder chứa các dữ liệu tính toán và các file .py này. Từ đó lấy dữ liệu xác lập và động chạy tự động từng sự cố theo các tập lệnh đã được viết sẵn từ các file .py tạo ra bởi công cụ tự động tạo sự cố.

Hình 1.12.Cấu trúc hoạt động của công cụ tự động chạy sự cố và xuất kết quả [1]

Hình 1.13.Giao diện và chức năng của công cụ tự động chạy các sự cố [1]

Công cụ tự động kiểm tra tính ổn định được viết trên nền ngôn ngữ Python. Công cụ sẽ kiểm tra các file kết quả tính toán dưới dạng bảng biểu (các file có đuôi .csv) được chạy từ phần mềm PSS/E. Công cụ chứa các hàm kiểm tra theo quy định của Thông tư. Trong đó, kiểm tra tính ổn định, tần số, điện áp và góc pha rotor của toàn bộ các kết quả tính toán. Công cụ xuất kết quả kiểm tra ngay trong cửa sổ giúp người dùng có được cái nhìn tổng quan về mỗi sự cố cũng như kết quả tính toán ổn định quá độ.

Hình 1.14.Cấu trúc hoạt động của công cụ tự động kiểm tra kết quả tính toán ổn định quá độ [1]

Hình 1.15.Giao diện và chức năng của công cụ tự động kiểm tra kết quả tính toán ổn định quá độ [1]

1.3.2.2 Kết quả đạt được

Kết quả tính toán theo các kịch bản tính toán tại mục 2.3.1 như sau:

-Cuối năm 2021:

(1) Tỷ lệ xâm nhập của NLTT đến khi mất ổn định cho hệ thống điện toàn quốc:

Kết quả khảo sát cho thấy, đối với hệ thống điện Việt Nam cuối năm 2021, mức độ thâm nhập của NLTT tối đa mà hệ thống vẫn đảm bảo ổn định là 42%. Tuy nhiên, theo tính toán khi mức xâm nhập >30% bắt đầu có tình trạng vi phạm theo quy định của Thông tư về tần số dao động cho phép. Do đó, khi vận hành hệ thống với tỷ trọng năng lượng tái tạo cao (>30%), đơn vị điều độ cần lưu ý các vấn đề về điều tần trong HTĐ cũng như quán tính hệ thống. 

(2) Tỷ lệ xâm nhập NLTT đến khi mất ổn định theo từng vùng:

Ngoài ra tỷ lệ xâm nhập nguồn NLTT theo các vùng miền cũng được tính toán, theo đó tỷ lệ xâm nhập của khu vực Nam Trung Bộ là cao nhất (19,2%; 5.419,6 MW), tiếp theo sau là khu vực Tây Nguyên (7,9%; 2.270 MW), Tây Nam Bộ (7,6%; 2.156,8 MW), Trung Nam Bộ (4,8%; 1.243,7 MW) và thấp nhất là khu vực Đông Nam Bộ (3,5%; 1.000,8 MW).

-Năm 2025:

(1) Tỷ trọng xâm nhập NLTT của đến khi mất ổn định cho hệ thống điện toàn quốc:

Kết quả mô phỏng cho thấy mức độ xâm nhập của NLTT tối đa mà hệ thống vẫn đảm bảo ổn định theo các kịch bản quy hoạch các năm 2025 là 45%, trong đó tỷ trọng xâm nhập của nhà máy điện gió là 17% và nhà máy điện mặt trời là 28%. Tuy nhiên, theo tính toán khi mức xâm nhập >35% bắt đầu có tình trạng vi phạm theo quy định của Thông tư về tần số dao động cho phép.

(2) Tỷ trọng xâm nhập NLTT đến khi mất ổn định theo từng vùng:

Đối với tỷ trọng xâm nhập NLTT theo vùng miền, kết quả nghiên cứu chỉ ra rằng, với mức xâm nhập tối đa của NLTT trong toàn hệ thống là khoảng 45% theo các kịch bản quy hoạch các năm 2025, tỷ trọng điện mặt trời và điện gió khu vực Trung Trung Bộ là 2% và 1%, khu vực Nam Trung Bộ là 12% và 1%, khu vực Tây Nguyên là 6% và 5%, khu vực Đông Nam Bộ là 6% và 0,2%, khu vực Tây Nam Bộ là 1% và 9%. khu vực khác là 1% và 0,5%.

Sau khi thực hiện tăng tỷ trọng xâm nhập NLTT đến khi mất ổn định, khu vực Nam Trung Bộ tăng thêm 1% điện gió, Tây Nam Bộ tăng thêm 1% điện mặt trời, các khu vực còn lại vẫn giữ nguyên tỷ trọng khi mức xâm nhập NLTT toàn hệ thống là 45%.

-Năm 2030:

(1) Tỷ trọng xâm nhập NLTT của đến khi mất ổn định cho hệ thống điện toàn quốc:

Đối với kịch bản quy hoạch các năm 2030, mức độ xâm nhập của NLTT tối đa mà hệ thống vẫn đảm bảo ổn định là 47%. trong đó tỷ trọng xâm nhập của nhà máy điện gió là 20,5% và nhà máy điện mặt trời là 26,5%. Tuy nhiên. theo tính toán khi mức xâm nhập >35% bắt đầu có tình trạng vi phạm theo quy định của Thông tư về tần số dao động cho phép.

(2) Tỷ trọng xâm nhập NLTT đến khi mất ổn định theo từng vùng:

Đối với mức xâm nhập tối đa của NLTT trong toàn hệ thống là 47% theo các kịch bản quy hoạch các năm 2030, tỷ trọng điện mặt trời và điện gió khu vực Trung Trung Bộ là 1% và 3%, khu vực Nam Trung Bộ là 11% và 2%, khu vực Tây Nguyên là 5% và 5%, khu vực Đông Nam Bộ là 7% và 0,1%, khu vực Tây Nam Bộ là 2% và 9%, khu vực khác là 1% và 1%.

Sau khi thực hiện tăng tỷ trọng xâm nhập NLTT đến khi mất ổn định theo từng vùng, khu vực Nam Trung Bộ tăng thêm 1% điện gió, khu vực Tây Nam Bộ tăng thêm 1% điện gió, các khu vực còn lại vẫn giữ nguyên tỷ trọng khi mức xâm nhập NLTT toàn hệ thống là 47%.

Bảng 1.2.Tổng hợp kết quả của các trường hợp kiểm tra ổn định cho hệ thống điện Việt Nam năm 2021 với các mức xâm nhập khác nhau [1]

Bảng 1.3.Mức xâm nhập các nguồn năng lượng tái tạo của toàn quốc đến khi hệ thống mất ổn định [1]

Bảng 1.4.Mức xâm nhập các nguồn năng lượng tái tạo theo từng vùng đến khi hệ thống mất ổn định [1]

Hình 1.16.Tổng công suất năng lượng tái tạo xâm nhập đến khi hệ thống mất ổn định theo vùng, miền cho năm 2025 [1]

Hình 1.17.Tổng công suất năng lượng tái tạo xâm nhập đến khi hệ thống mất ổn định theo vùng, miền cho năm 2030 [1]

1.3.2.3 Phân tích kết quả và đánh giá

Đối với hệ thống điện Việt Nam, tổng công suất nguồn NLTT có khả năng huy động đến khi hệ thống mất ổn định tăng dần theo các năm. Đối với năm 2025, tổng công suất nguồn NLTT xâm nhập đến khi hệ thống mất ổn định lên tới 18.821MW (tăng 55% so với 2021) và đến năm 2030 là 25.237MW (tăng 34% so với 2025). Sự gia tăng này một phần do sự bổ sung đáng kể các công trình lưới điện truyền tải, đặc biệt là các công trình lưới điện 500kV liên kết Bắc - Trung và Trung – Nam khiến hệ thống điện Việt Nam trở nên “dày” hơn. Các công trình trên vừa mang ý nghĩa giải tỏa công suất của các nguồn NLTT trong chế độ vận hành bình thường, vừa mang tính chất tăng cường tính ổn định cho toàn hệ thống.

Do đó, trong giai đoạn 2021 - 2025 hệ thống điện Việt Nam có khả năng huy động hoặc bổ sung thêm 5~6GW các nguồn NLTT trong các chế độ vận hành cực đoan. Đối với giai đoạn 2026 - 2030, hệ thống điện Việt Nam có khả năng huy động hoặc bổ sung lên đến 6~7GW các nguồn NLTT trong các chế độ vận hành cực đoan.

Như vậy với năm 2025, chỉ có vùng Tây Nam Bộ có khả năng thâm nhập thêm 1% điện mặt trời và vùng Nam Trung Bộ có khả năng thâm nhập thêm 1% điện gió. Các vùng còn lại không còn khả năng thâm nhập thêm. Tương tự với năm 2030, chỉ có vùng Nam Trung Bộ và Tây Nam Bộ có thể tăng thêm 1% cho điện gió.

Tuy nhiên, xét về tỷ trọng so với tổng phụ tải toàn quốc, tỷ lệ này gia tăng không đáng kể (42% cho năm 2021, 46% và 48% cho năm 2025 và 2030). Một phần do hệ thống phải đảm bảo một nhu cầu phụ tải tăng dần theo từng năm. Đồng thời các nguồn truyền thống được bổ sung quy hoạch và đi vào vận hành trong các giai đoạn tương lai (2025 và 2030) chủ yếu là các nguồn nhiệt điện có tính linh hoạt thấp phần lớn đi vào vận hành trong các giai đoạn 2026-2030. Theo tính toán cho thấy trong mức xâm nhập từ ≥35% bắt đầu có tình trạng vi phạm theo quy định của Thông tư về tần số dao động cho phép (49-51 Hz với sự cố đơn lẻ). Do đó, khi vận hành hệ thống với tỷ trọng năng lượng tái tạo cao (>35%), đơn vị điều độ cần lưu ý các vấn đề về điều tần trong hệ thống điện cũng như về quán tính hệ thống.

1.4 Một số giải pháp đề xuất của PECC2 nhằm nâng cao độ ổn định hệ thống điện

Các giải pháp nâng cao ổn định cho hệ thống điện truyền thống vẫn áp dụng và phát huy hiệu quả trong một hệ thống điện có tỷ trọng NLTT tăng cao. Có thể liệt kê dưới đây:

1.4.1 Đối với giải pháp thiết kế

a.Trang bị FACTS trên lưới điện

b.Trang bị các bộ tích trữ

Với các tuabin gió tốc độ thay đổi, tốc độ quay của chúng không liên quan tới tần số của lưới điện. Điều này có thể làm tính ổn định của hệ xấu đi nhất là với những hệ có bộ điều chỉnh sơ cấp chậm như máy phát thủy điện. Tìm kiếm các giải pháp công nghệ cho phép các nguồn gió tham gia chia sẻ công suất khi có sự thay đổi tần số lưới. Một trong các giải pháp công nghệ là bắt chước máy phát đồng bộ nhờ bổ sung các vòng điều khiển phụ.

1.4.2 Đối với giải pháp vận hành

a.Ổn định quá độ

b.Ổn định tín hiệu nhỏ

• Khối thứ nhất sẽ tạo ra góc pha của sức điện động. Khối này xác định hành vi điện cơ của bộ điều khiển và đồng bộ nó với hệ thống một cách tự nhiên bằng cách tạo ra một phương trình dao động rotor:

Với 𝜔 là tốc độ rotor, H là thời hằng (giây), D là hệ số cản; P_in. P_out xác định cân bằng công suất.

• Khối thứ hai là bộ điều khiển công suất phản kháng và làm thay đổi biên độ sức điện động để điều khiển Q. Trong trường hợp này, bộ điều khiển tích phân tỷ lệ được sử dụng.
• Khối thứ ba tạo mô hình điện của bộ điều khiển. Dòng converter chuẩn sẽ được tính toán như dòng chạy qua tổng dẫn ảo.

Hình 1.18.Điều khiển các bộ conveter của các nguồn NLTT theo mô hình máy phát ảo [1]

Tính toán phối hợp giữa công suất phát NLTT, chiến lược điều khiển điện áp (tập trung - trên các nhà máy điện, phân tán - trên các trạm biến áp) nhằm đảm bảo ổn định điện áp trên lưới.

1.4.3 Các giải pháp khác

Nhìn chung các biện pháp khả thi hiện tại nâng cao ổn định tại lưới điện Việt Nam có thể dựa trên: điều chỉnh các thông số của các bộ tự động - điều khiển, bố trí và điều khiển các bộ thu phát Q, chiến lược thâm nhập NLTT tại các nút, bảo trì giám sát các phần tử lưới điện

Thực hiện: Vũ Đức Quang, Trần Vĩnh Phong, Nguyễn Lê Quốc Khánh và Trần Lê Ngọc Phước

Tài liệu tham khảo

[1]        Công ty Cổ phần Tư vấn Xây dựng Điện 2, 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”, 2023.

[2]        EVNNLDC - Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia.

[3]        QĐ số 500/QĐ-TTg ngày 15 tháng 5 năm 2023 về việc phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kì 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050.

[4]        Viện Năng Lượng, Đề án “Kế hoạch đầu tư lưới điện truyền tải Quốc gia năm 2024 có xét đến năm 2028”, 09/2023.