Tính c ấ p thi ế t c ủa đề tài
Phát triển năng lượng tái tạo (NLTT) là cần thiết để giảm khí nhà kính và ứng phó với biến đổi khí hậu Năng lượng tái tạo mang lại lợi ích vượt trội nhờ vào các nguồn năng lượng sạch, không gây phát thải, và Việt Nam sở hữu nguồn tài nguyên phong phú cho việc khai thác năng lượng này.
NLTT rất lớn, có ở mọi nơi, mọi địa phương Tiềm năng năng lượng mặt trời của nước ta qua kết quả nghiên cứu cho thấy:
Cường độ bức xạ mặt trời trung bình trên toàn quốc đạt khoảng 4,6 kWh/m2/ngày Đặc biệt, khu vực miền Nam, từ Đà Nẵng trở vào, có cường độ bức xạ cao hơn, dao động từ 4,6 đến 5,2 kWh/m2/ngày.
− Số giờ nắng trung bình trên cảnước khoảng 2000 h/năm Miền Nam (từĐà
Nẵng trở vào) số giờ nắng cao, trong khoảng (2.100 - 2.500) h/năm.
Tiềm năng phát triển điện mặt trời (ĐMT) tại Việt Nam ước tính khoảng 431 GW, bao gồm 310 GW từ ĐMT mặt đất, 77 GW từ ĐMT trên mặt nước và 44 GW từ ĐMT mái nhà Để thúc đẩy sự phát triển năng lượng tái tạo, Chính phủ đã ban hành mức giá FIT (feed-in-tariff) áp dụng cho nguồn năng lượng này.
Điện mặt trời tại Việt Nam được quy định với mức giá 9.35 US¢/kWh theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg, có hiệu lực đến ngày 30/6/2019 Theo Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg, mức giá điện mặt trời được điều chỉnh còn 7.09 US¢/kWh cho các dự án trang trại, 7.69 US¢/kWh cho điện mặt trời nổi và 8.38 US¢/kWh cho điện mặt trời áp mái, có hiệu lực đến ngày 31/12/2020.
Điện gió tại Việt Nam có mức giá 7.8 UScent/kWh theo Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, có hiệu lực đến tháng 9/2018 Theo Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg, mức giá cho điện gió trên bờ là 8.5 UScent/kWh và cho điện gió ngoài khơi là 9.8 UScent/kWh, có hiệu lực đến tháng 12/2021.
Từ khi có Quyết định số13/2020/QĐ-TTg ngày 6/4/2020 vềcơ chế khuyến
Việt Nam đã chứng kiến sự phát triển nhanh chóng của các dự án điện mặt trời, với hơn 100.000 công trình điện mặt trời mái nhà (ĐMTMN) được kết nối vào hệ thống điện, tổng công suất lắp đặt đạt gần 9.300 MWp Tuy nhiên, sự mất đồng bộ giữa phát triển nguồn điện mặt trời và điện gió đã dẫn đến tình trạng giảm phát 30-40% công suất của các nguồn năng lượng tái tạo do quy hoạch không tính đến lưới truyền tải Tính đến cuối năm 2020, tổng công suất điện mặt trời trong cả nước đạt khoảng 19.400 MWp, chiếm hơn 20% tổng công suất lắp đặt của hệ thống điện quốc gia Mặc dù sản lượng điện mặt trời đã đóng góp 10.6 tỉ kWh cho hệ thống điện, nhưng đặc điểm phụ thuộc vào thời gian nắng đã bộc lộ khó khăn trong vận hành Do đó, nhu cầu lưu trữ điện năng trở nên cấp thiết để đảm bảo tính ổn định Dự thảo Quy hoạch điện VIII đã định hướng phát triển các nguồn điện linh hoạt như thủy điện tích năng và pin tích năng, phù hợp với sự phát triển của năng lượng tái tạo.
Xuất phát từ nhu cầu ngày càng cao về năng lượng, tác giả đã chọn đề tài “Đánh giá ảnh hưởng của hệ thống tích trữ năng lượng đến chi phí sản xuất điện năng hệ thống điện Việt Nam” Nghiên cứu này nhằm tìm hiểu về hệ thống pin tích trữ năng lượng (BESS) và tác động của nó đối với hệ thống điện Việt Nam, với mục tiêu nâng cao khả năng vận hành an toàn, ổn định, tin cậy và kinh tế cho hệ thống điện.
M ục đích và nhiệ m v ụ nghiên c ứ u
M ục đích
Mục đích của nghiên cứu này là đánh giá tác động của hệ thống pin tích trữ năng lượng (BESS) đến chi phí vận hành hệ thống Nghiên cứu được thực hiện thông qua việc phân tích và tính toán giá biên hệ thống khi BESS được lắp đặt, đồng thời xem xét khả năng hỗ trợ giảm quá tải cho các đường dây truyền tải.
Nhi ệ m v ụ
Để đạt được mục đích nghiên cứu nêu trên, luận văn cần thực hiện các nội dung sau:
Tổng quan về hệ thống điện Việt Nam (HTĐ) cho thấy nhiều vấn đề trong công tác vận hành hiện tại Nghiên cứu về chức năng vận hành của pin tích trữ năng lượng (BESS) là cần thiết, đặc biệt là phân tích các hệ thống điện thành công hoặc đang phát triển tương tự như Việt Nam Việc khảo sát kinh nghiệm quốc tế sẽ giúp xác định các đặc điểm vận hành và tính năng phù hợp cho HTĐ Việt Nam.
Tác giả sẽ tiến hành tính toán và phân tích ảnh hưởng của hệ thống lưu trữ năng lượng BESS đến tổng chi phí của hệ thống điện Điều này sẽ cung cấp cơ sở để đánh giá tính cần thiết của BESS đối với hệ thống điện Việt Nam.
Ph ạm vi và phương pháp nghiên cứ u
Ph ạ m vi nghiên c ứ u
Luận văn nghiên cứu về vận hành hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) cho hệ thống điện Việt Nam, bao gồm phân tích nhu cầu phụ tải và các nguồn điện như thủy điện, nhiệt điện than, khí, dầu, điện mặt trời từ trang trại và mái nhà, điện gió, điện sinh khối, cũng như các giới hạn truyền tải và hệ thống tích trữ năng lượng.
Năm 2022, tác giả tiến hành nghiên cứu trong hệ thống điện Việt Nam, đánh dấu thời điểm quan trọng sau khi các cơ chế mới được triển khai.
Chương trình hỗ trợ giá cho các nguồn năng lượng tái tạo (FIT 1, FIT 2) đã hết hiệu lực, dẫn đến tốc độ bổ sung các nguồn năng lượng này sẽ không còn nhanh như giai đoạn 2019-2020 Thời gian một năm là đủ để đánh giá ảnh hưởng của biến động phụ tải và thời tiết đối với việc vận hành hệ thống điện.
Phương pháp nghiên cứ u
Trong chương 1 và chương 2 của luận văn, tác giả áp dụng phương pháp hệ thống hóa, phân tích và đánh giá tình hình vận hành của hệ thống điện (HTĐ) để nghiên cứu một cách toàn diện.
Việt Nam đang phát triển hệ thống pin tích trữ năng lượng (BESS) với nhiều đặc điểm nổi bật BESS không chỉ giúp tối ưu hóa việc sử dụng năng lượng tái tạo mà còn giải quyết các vấn đề về ổn định lưới điện và tăng cường khả năng cung cấp điện trong những giờ cao điểm Nhờ vào các chức năng của BESS, hệ thống điện Việt Nam có thể cải thiện hiệu suất và độ tin cậy, đồng thời giảm thiểu tình trạng mất điện và tăng cường khả năng dự trữ năng lượng cho tương lai.
Trong chương 4, luận văn áp dụng thuật toán quy hoạch tuyến tính để giải quyết bài toán cân bằng cung – cầu điện năng trong tương lai Ngoài ra, các phương pháp như hệ thống hóa, thống kê, so sánh, cùng với các phương pháp phân tích định tính và định lượng được sử dụng để xác định những đặc trưng và quy luật ảnh hưởng đến đối tượng nghiên cứu.
Xác định quy mô và cơ cấu nguồn cung điện năng là bài toán cân bằng cung cầu năng lượng, có thể được phân tích ở nhiều cấp độ như địa phương, vùng, quốc gia hoặc liên quốc gia Luận văn này tập trung vào việc cân bằng cung cầu điện năng ở quy mô quốc gia, thông qua việc phân chia phụ tải và nguồn cung điện thành các vùng nhỏ hơn tương ứng với các miền.
Phương pháp Bắc – Trung - Nam là một trong những cách tiếp cận phổ biến để cân bằng cung cầu điện năng tại Việt Nam, giúp làm rõ quy mô và cơ cấu năng lượng Phương pháp này cho phép phân tích và tối ưu hóa quá trình truyền tải điện năng cũng như chi phí sản xuất trong các vùng địa lý khác nhau Bằng việc phân tích các đặc trưng cơ bản của cung cầu và truyền tải điện, phương pháp này đề xuất giải pháp mô hình hóa tổng quát cho từng vùng, đồng thời mô hình hóa các hệ thống con và xây dựng hàm mục tiêu cùng các ràng buộc Qua đó, bài toán cân bằng cung cầu được giải quyết thông qua phương pháp quy hoạch tuyến tính, với mỗi vùng được mô phỏng dựa trên ba yếu tố chính.
Đầu vào của hệ thống điện bao gồm nguồn điện năng sản xuất tại địa phương, nhập khẩu và vận tải nội địa Cụ thể, nguồn điện này bao gồm điện năng từ thủy điện và năng lượng tái tạo, cùng với các loại nhiên liệu cho nhà máy nhiệt điện Vận tải điện và các nhà máy nhiệt điện trong vùng cũng đóng vai trò quan trọng trong quá trình biến đổi và phân phối điện năng.
Biến đổi và truyền tải năng lượng trong khu vực diễn ra tại các nhà máy sản xuất điện và hệ thống vận tải nội vùng Các nhà máy điện được phân loại thành nhiệt điện, thủy điện và nguồn năng lượng tái tạo Trong đó, nhiệt điện được chia theo loại nhiên liệu như khí thiên nhiên, than và dầu Nguồn năng lượng tái tạo bao gồm các nhà máy điện mặt trời, điện gió và nhiệt điện sử dụng sinh khối.
− Đầu ra là điện năng sản xuất đểđáp ứng nhu cầu của vùng, vận tải cho xuất khẩu và tới vùng khác
Sự liên kết các vùng bằng các đường vận tải (hệ thống truyền tải) liên vùng sẽ tạo thành hệ thống điện tổng thể
Việc tính toán cân bằng cung – cầu điện năng đòi hỏi khối lượng lớn phép tính và dữ liệu, cùng với nhiều phân tích để lựa chọn phương án phù hợp với các thay đổi của thông số đầu vào và ràng buộc mô hình Để thực hiện công việc này hiệu quả, cần có phần mềm hỗ trợ với mô hình toán học được phát triển Trong luận văn này, tác giả sử dụng phần mềm E7 Promod của ABB, một công cụ tiên tiến có khả năng giải quyết các vấn đề về vận hành kinh tế, đảm bảo an ninh hệ thống điện, cũng như phân tích cân bằng cung cầu điện năng và giá thị trường trong khoảng thời gian lên đến 20 năm với độ phân giải tối thiểu là 5 phút.
Đóng góp mớ i c ủ a lu ận văn
Bằng cách áp dụng các phương pháp nghiên cứu, tác giả đã làm rõ vai trò của hệ thống pin tích trữ năng lượng (BESS) trong việc giải quyết các vấn đề của hệ thống điện Việt Nam Luận văn đã thực hiện tính toán và xác định cân bằng cung cầu điện năng cho năm 2022, từ đó đánh giá ảnh hưởng của hệ thống pin đối với hệ thống điện Việt Nam từ góc độ kinh tế.
Nhu cầu lắp đặt hệ thống BESS cho hệ thống điện Việt Nam trong năm 2022 đã được xác định rõ ràng, từ đó có thể đưa ra các nhận xét và kiến nghị nhằm hiện thực hóa kết luận này.
B ố c ụ c c ủ a lu ận văn
Nội dung của luận văn bao gồm 6 chương, bên cạnh phần tóm tắt, kết luận, danh mục bảng và hình vẽ, phụ lục và danh mục tài liệu tham khảo.
Chương 2: Tổng quan hệ thống điện Việt nam
Chương 3: Nghiên cứu về hệ thống pin tích trữnăng lượng
Chương 4: Tính toán ảnh hưởng của hệ thống pin tích trữnăng lượng lên chi phí vận hành hệ thống điện Việt Nam
Chương 5: Kết quả tính toán
Chương 6: Nhận xét và phân tích kết quả tính toán
TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
Việt Nam có ba miền với điều kiện tự nhiên và khí hậu khác nhau, dẫn đến đặc điểm phụ tải và nguồn điện riêng biệt ở mỗi miền Những đặc điểm này ảnh hưởng lớn đến việc vận hành hệ thống điện quốc gia Phụ tải và nguồn điện là các yếu tố quan trọng nhất trong hệ thống điện, quyết định chất lượng vận hành và tần số của hệ thống Dưới đây là tổng quan về những đặc điểm này.
Ph ụ t ải điệ n
Cơ cấ u ph ụ t ả i
Trong một hệ thống điện, phụ tải được phân loại thành nhiều thành phần khác nhau tùy thuộc vào mục đích sử dụng, mỗi thành phần này có những tính chất và đặc điểm sử dụng điện riêng Hệ thống điện Việt Nam bao gồm các thành phần phụ tải đa dạng.
Phụ tải nông, lâm, ngư nghiệp bao gồm các thiết bị sử dụng điện phục vụ cho sản xuất trong lĩnh vực nông nghiệp, lâm nghiệp và ngư nghiệp, như máy xay xát, hệ thống chiếu sáng và bơm nước cho đồng ruộng, cũng như các máy công cụ chuyên dụng như máy xay đá và máy lạnh bảo quản sản phẩm Thành phần phụ tải này thường bao gồm các động cơ có công suất nhỏ, với nhu cầu sử dụng điện không đồng đều trong năm, phân bố rải rác và chủ yếu hoạt động trong các khoảng thời gian mùa vụ.
Phụ tải công nghiệp và xây dựng bao gồm các thiết bị sử dụng điện cho sản xuất công nghiệp và thi công xây dựng, như máy móc trong nhà xưởng và khu công nghiệp Đặc điểm của phụ tải công nghiệp là tập trung tại các cụm công nghiệp hoặc khu chế xuất, với công suất tiêu thụ điện lớn và nhu cầu sử dụng điện ổn định quanh năm Một số khu công nghiệp, như các nhà máy sản xuất linh kiện điện tử và thiết bị chính xác, còn yêu cầu chất lượng điện năng cao.
Phụ tải thương mại và dịch vụ bao gồm các thiết bị sử dụng điện cho mục đích kinh doanh, như siêu thị, nhà hàng, khu vui chơi và các cơ sở dịch vụ khác Những phụ tải này đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp năng lượng cho các hoạt động thương mại và dịch vụ, góp phần thúc đẩy phát triển kinh tế.
13 nghỉ, khách sạn Phụ tải này thường có nhu cầu cao trong các dịp cuối tuần hoặc nghỉ lễ, thường tập chung nhiều ở các thành phốvà các đô thị
Phụ tải sinh hoạt, bao gồm các phụ tải dân sinh và hộ gia đình, có đặc điểm phụ thuộc lớn vào thói quen sinh hoạt của con người Chúng thường tiêu thụ điện năng cao vào ban ngày và ít hơn vào ban đêm, cũng như giảm sử dụng vào các ngày cuối tuần và dịp lễ, Tết Ngoài ra, phụ tải sinh hoạt còn chịu ảnh hưởng mạnh mẽ từ sự biến đổi của các điều kiện thời tiết.
Phụ tải sử dụng điện cho mục đích công cộng bao gồm chiếu sáng các công trình công cộng và giao thông, cũng như cung cấp năng lượng cho các cột thu phát sóng vô tuyến, sóng điện thoại và các ứng dụng khác.
Việt Nam đang trong quá trình phát triển và hiện đại hóa, với điện năng đóng vai trò quan trọng trong tăng trưởng kinh tế Tỷ trọng điện năng sử dụng trong công nghiệp chiếm 54%, tiếp theo là tỷ trọng trong dân dụng, thương mại và nông nghiệp.
Hình 2.1: Cơ cấu phụ tải điện quốc gia 2020 theo ngành
Trong những năm gần đây, sự phát triển mạnh mẽ của nền kinh tế và việc đầu tư vào ngành công nghiệp đã dẫn đến sự gia tăng tỷ lệ thành phần phụ tải Công nghiệp – Xây dựng, chiếm một tỷ trọng ngày càng lớn trong tổng thể nền kinh tế.
Nhu cầu sử dụng điện trong ngành Thương mại - Dịch vụ đang gia tăng đáng kể, chiếm khoảng 6% tổng nhu cầu điện toàn hệ thống, trong khi tỷ trọng của phụ tải Sinh hoạt - Dân cư giảm Dự báo trong tương lai, tỷ trọng điện cho Thương mại - Dịch vụ sẽ đạt mức tương đương với Sinh hoạt - Dân cư, giống như cơ cấu phụ tải của các nước phát triển Bên cạnh đó, sự phát triển hạ tầng giao thông và đầu tư vào công trình công cộng cũng sẽ thúc đẩy nhu cầu sử dụng điện trong lĩnh vực này.
Tình hình tăng trưở ng ph ụ t ả i
Năm 2020, tổng sản lượng điện toàn hệ thống đạt 245,89 tỷ kWh, tăng 2,42% so với năm 2019, và đạt 93,8% so với kế hoạch năm theo Quyết định 3733/QĐ-BCT ngày 16/12/2019.
Bảng 2.1: Số liệu sản lượng phụ tải hệ thống điện Việt Nam 2020 1
Bảng 2.2: Số liệu công suất phụ tải hệ thống điện Việt Nam qua các năm 1 (*) Đơn vị: MW
Hình 2.2: Tăng trưởng sản lượng hệ thống điện Quốc gia qua các năm 2009-2020 2
Phụ tải cực đại năm 2020 của HTĐ QG là 38617 MW (ngày 23/6), tăng 1,04
% so với năm 2019 Sản lượng ngày cao nhất đạt 797,54 tr.kWh (ngày 27/8), tăng 1,72% so với cùng kỳ 2019
Hình 2.3: Tăng trưởng công suất hệ thống điện quốc gia qua các năm 2009-2020 2
A ngày max HTĐ QG (tr kWh) Tăng trưởng (%)
Trong giai đoạn từ 2009 đến 2019, phụ tải hệ thống điện quốc gia tăng trưởng mạnh mẽ với mức tăng trưởng trung bình đạt 11,0% Tuy nhiên, đến năm 2020, mức tăng trưởng này bị chững lại do tác động của dịch bệnh Covid-19, với phụ tải tối đa chỉ đạt 38.617 MW, tăng 0,96% so với năm 2019.
Đặc điể m c ủ a ph ụ t ả i
Phụ tải điện tại Việt Nam biến động rõ rệt theo mùa, thời gian trong ngày và giữa các vùng miền Những biến động này chịu ảnh hưởng bởi nhiều yếu tố khác nhau.
Thời tiết và tính chất mùa có ảnh hưởng lớn đến phụ tải điện ở miền Bắc, nơi có nhiệt độ thay đổi rõ rệt theo mùa, dẫn đến đồ thị phụ tải hàng ngày cũng biến động nhiều Ngược lại, miền Nam với nền nhiệt độ cao ổn định quanh năm, khiến đồ thị phụ tải hàng ngày ít thay đổi theo mùa như các khu vực khác.
Cơ cấu phụ tải công nghiệp có đặc điểm tương đối ổn định trong suốt cả ngày, trong khi phụ tải dân dụng lại biến động mạnh mẽ theo thói quen sinh hoạt của con người Ở miền Bắc, phụ tải dân dụng chiếm tỷ trọng lớn, dẫn đến sự biến đổi lớn trong ngày Ngược lại, miền Nam có tỷ trọng công nghiệp cao nhất cả nước và tỷ trọng phụ tải sinh hoạt thấp hơn, khiến đồ thị phụ tải ở đây trở nên bằng phẳng hơn so với các miền khác.
Trong tuần, phụ tải điện vào các ngày nghỉ cuối tuần thường thấp hơn so với các ngày làm việc Đặc biệt, vào các ngày nghỉ lễ Tết, mức tiêu thụ điện giảm đáng kể, phản ánh thói quen sinh hoạt của người dân trong những dịp này.
Tết Dương lịch, Tết Nguyên đán dài ngày có nền phụ tải thấp nhất trong năm.
Việt Nam có khí hậu nhiệt đới gió mùa, được phân chia thành hai mùa rõ rệt: mùa hè từ tháng 4 đến tháng 9 và mùa đông từ tháng 10 đến tháng 3.
3) Do ảnh hưởng của đặc điểm khí hậu, biểu đồ phụ tải hệ thống điện Việt Nam có thể chia thành 2 dạng điển hình: mùa nóng và mùa lạnh
Mùa nóng (T4-T9): có 3 cao điểm vào sáng 10h, chiều 14-15h, cao điểm tối lúc 21-22h do áp dụng công tơ 3 giá Thấp điểm thấp dần từ 1h-6h
Do nền nhiệt cao cảngày nên các cao điểm thường không chênh rõ rệt, đồ thị phụ tải có dáng hơi tù Cao điểm chiều thường cao nhất
Mùa lạnh (T10-T3): có 2 cao điểm vào sáng 9h, tối 18-19h Thấp điểm vào từ 24h-4h
Trong điều kiện khí hậu lạnh, nền phụ tải thường giảm và không đồng đều, với sự biến động lớn về tốc độ tăng/giảm tải, đặc biệt là trước và sau cao điểm tối Biểu đồ phụ tải thể hiện hình dạng đỉnh nhọn và đồ thị dốc, trong đó cao điểm tối thường cao hơn nhiều so với cao điểm sáng.
Hình 2.4: Đồ thị phụ tải ngày điển hình mùa nóng (tháng 4 – 9)
Hình 2.5: Đồ thị phụ tải ngày điển hình mùa lạnh (tháng 10 – 3)
Ngu ồn điệ n
Cơ cấ u ngu ồn điệ n
Trong một hệ thống điện, phụ tải được phân chia thành nhiều thành phần khác nhau tùy thuộc vào mục đích sử dụng, mỗi thành phần này có những tính chất và đặc điểm sử dụng điện riêng Các thành phần phụ tải trong hệ thống điện Việt Nam rất đa dạng và phong phú.
Tính đến hết năm 2020, tổng công suất đặt của hệ thống quốc gia là khoảng
Công suất điện đạt 62.248 MW, tăng 11.2% so với năm 2019, bao gồm nguồn điện trong nước và một phần nhỏ từ nhập khẩu từ Trung Quốc và Lào Nguồn điện trong nước rất đa dạng, bao gồm thủy điện, nhiệt điện than, tuabin khí, nhiệt điện dầu và năng lượng tái tạo như điện gió, điện mặt trời và điện sinh khối.
Bảng 2.3: Số liệu sản lượng phát điện của các loại hình nguồn điện qua các năm
Sự phân bố nguồn điện trong hệ thống điện Việt Nam chịu ảnh hưởng lớn từ điều kiện địa lý và tự nhiên, dẫn đến sự không đồng đều giữa các miền.
Thủy điện phân bố rộng rãi trên cả ba miền của Việt Nam, chủ yếu tập trung ở các khu vực đồi núi giàu sông suối, đặc biệt là tại Tây Bắc, Bắc Trung Bộ và miền Trung.
Nguyên, Cao nguyên miền Nam là khu vực có tiềm năng phát triển thủy điện Hiện nay, hầu hết các nhà máy thủy điện lớn đã được xây dựng tại những vị trí có địa hình thuận lợi, mở ra triển vọng cho sự phát triển bền vững trong tương lai.
TBK chạy khí + Đuôi hơi 43946 39310 41280 42566 44454 47168 45242 40201 40562 42402 34657
NLTT 49 72 76 70 77 143 122 208 997 5893 10897 Điện Gió 0 0 0 0 0 0 0 0 487 724 982 Điện Mặt trời 0 0 0 0 0 0 0 0 22 4819 9575 Điện Sinh khối 49 72 76 70 77 143 122 208 488 350 340
19 không còn có thêm các nguồn thủy điện lớn Các nhà máy thủy điện được huy động cao trong mùa lũ của các hệ thống sông
Nhiệt điện than tại Việt Nam phân bố chủ yếu ở miền Bắc và miền Nam, tập trung tại các trung tâm lớn gần mỏ than hoặc thuận lợi cho việc vận chuyển Khu vực Đông Bắc là một trong những nơi có nhiều cụm nhà máy nhiệt điện than, đặc biệt là nhà máy Phả Lại.
Các nhà máy nhiệt điện than tại các khu vực như Bắc Bộ (Uông Bí, Hải Phòng, Thăng Long), Bắc Trung Bộ (Vũng Áng, Formosa Hà Tĩnh) và Nam Trung Bộ, Tây Nam Bộ (Trung tâm điện lực Vĩnh Tân, Duyên Hải) được ưu tiên phát điện cao trong mùa khô để bù đắp cho sự thiếu hụt điện năng từ thủy điện.
Tuabin khí tại Việt Nam chủ yếu tập trung ở miền Nam, với các mỏ khí tự nhiên lớn như mỏ khí Cửu Long và Nam Côn Sơn, cung cấp nhiên liệu cho cụm tuabin khí Phú Mỹ, Bà Rịa và Nhơn Trạch Ngoài ra, mỏ khí PM3-CAA cũng hỗ trợ cho cụm nhà máy điện Cà Mau Các nhà máy tuabin khí thường được vận hành tối đa dựa trên khả năng cung cấp khí.
Nhiệt điện dầu là nguồn điện có giá thành cao nhất trong hệ thống điện, hiện đang có một số nhà máy tại Thành phố Hồ Chí Minh và Cần Thơ Nguồn điện này chỉ được sử dụng để đảm bảo an ninh cung cấp điện hoặc đáp ứng nhu cầu phụ tải đỉnh của hệ thống.
− Các nguồn điện năng lượng tái tạo (NLTT) (như điện gió, điện mặt trời):
Các khu vực như Ninh Thuận, Bình Thuận, Tây Ninh được ưu tiên phát triển năng lượng tái tạo nhờ điều kiện bức xạ mặt trời tốt, trong khi Ninh Thuận, Bình Thuận, Bạc Liêu và Quảng Trị có lợi thế về gió Chính sách khuyến khích của nhà nước hiện nay đã tạo điều kiện cho nguồn điện năng lượng tái tạo phát huy tối đa khả năng tự nhiên, đồng thời đảm bảo trong giới hạn giải tỏa của lưới điện.
Loại hình nguồn Công suất đặt (MW) Tỷ lệ (%)
Quốc gia Điện sinh khối 325 0.52% Điện gió 538 0.86% Điện mặt trời 8,852 14.22%
Bảng 2.4: Cơ cấu nguồn điện việt Nam năm 2020
H ệ th ố ng sông và các nhà máy th ủy điệ n
Với địa hình tự nhiên đa dạng, chiếm 75% diện tích là đồi núi và nhiều hệ thống sông ngòi phong phú, vùng đất này nổi bật với một số nhánh sông lớn như sông Đà, Đồng Nai và Sesan.
Việt Nam sở hữu tiềm năng lớn trong phát triển và khai thác thủy điện, với tổng công suất hiện tại đạt 20.859 MW, chiếm 33,5% tổng công suất hệ thống điện quốc gia Các nhà máy thủy điện đóng góp một phần quan trọng và không thể thiếu trong việc cung cấp điện cho cả nước.
Bảng 2.5: Công suất thủy điện hệ thống điện Việt Nam năm 2020
Miền Bắc Việt Nam được chia thành hai khu vực chính là Tây Bắc và Đông Bắc, với Tây Bắc nổi bật bởi địa hình đồi núi cao và là nguồn cung cấp cho các nhánh sông lớn như sông Đà, sông Gâm và sông Chảy Khu vực này tập trung nhiều nhà máy thủy điện, đặc biệt là trên lưu vực sông Đà, nơi có lưu lượng nước lớn và độ dốc cao, cho phép sản xuất điện với công suất lớn Điều này giúp cung cấp một lượng điện năng đáng kể hàng năm cho hệ thống điện quốc gia.
An Giáp Lào có địa hình đồi núi và dốc, cùng với các con sông lớn như sông Mã, sông Chu và sông Cả Tổng công suất của các nhà máy thủy điện ở miền Bắc đạt 11.645 MW.
MW, chiếm 56% tổng công suất thủy điện toàn hệ thống Ngoài các nhà máy điện
Miền Bắc Việt Nam có tiềm năng lớn cho năng lượng thủy điện với 21 nhà máy lớn có công suất trên 30MW Khu vực này còn sở hữu nhiều sông, suối nhỏ, rất phù hợp để xây dựng các nhà máy thủy điện dòng chảy (run-of-river) Tổng công suất của các nhà máy thủy điện nhỏ tại miền Bắc đạt khoảng 2197MW.
Khu vực miền Trung Việt Nam có địa hình trải dài theo dãy Trường Sơn, với các con sông ngắn và dốc, dẫn đến công suất của các nhà máy thủy điện thường không cao và hồ chứa nhỏ, phân bố rải rác Những nhánh sông lớn như Sesan, Srepok, và Vu Gia – Thu Bồn nổi bật trong khu vực này Tổng công suất thủy điện miền Trung đạt 6896 MW, trong đó thủy điện nhỏ chiếm khoảng 1363 MW.
Khu vực miền Nam Việt Nam chủ yếu là đồng bằng, với một phần nhỏ địa hình đồi núi ở Nam Trung Bộ và Tây Nguyên (các tỉnh Lâm Đồng, Bình Phước) Do đó, tổng công suất các nhà máy thủy điện tại miền Nam tương đối nhỏ, chỉ khoảng 2318 MW, chủ yếu tập trung vào hệ thống sông Đồng Nai và sông Bé.
Để tận dụng tối đa tiềm năng thủy điện, Việt Nam đã phát triển các nhà máy thủy điện theo mô hình bậc thang Những bậc thang thủy điện lớn tại Việt Nam bao gồm:
− Sông Đà: Lai Châu – Bản Chát – Huội Quảng – Sơn La – Hòa Bình;
− Sông Gâm: Tuyên Quang – Chiêm Hóa;
− Sông Cả: Bản Vẽ - Khe Bố;
− Sông Chu: Hủa Na – Cửa Đạt;
− Sông Sesan: Thượng Kontum – Pleikrong – Ialy – Sesan 3 – Sesan 3A – Sesan 4 – Sesan 4A;
− Sông Srepok: Buôn Tua Srah – Buôn Kuop – Srepok 3 – Srepok 4 – Srepok 4A;
− Sông Bung: Sông Bung 2 – Sông Bung 4 – Sông Bung 4A – Sông Bung 5;
− Sông Bé: Thác Mơ – Cần Đơn – Srok Phu Miêng;
− Sông Đồng Nai: Đa Nhim – Đại Ninh – Bắc Bình – Hàm Thuận – Đa Mi –
TrịAn / Đồng Nai 2 – Đồng Nai 3 – Đồng Nai 4 – Đồng Nai 5;
Các nhà máy thủy điện ở Việt Nam không chỉ có nhiệm vụ phát điện mà còn đóng vai trò quan trọng trong việc điều tiết nước, giúp chống lũ cho khu vực hạ du, cung cấp nước cho nông nghiệp, tưới tiêu và hỗ trợ giao thông đường thủy.
Trong số 22 nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, có công suất lớn và hồ chứa lớn, các nhà máy nổi bật bao gồm Lai Châu, Sơn La, Hòa Bình, Tuyên Quang, Ialy và Trị An, đều có vị trí quan trọng trong hệ thống năng lượng quốc gia.
Nhi ệt điệ n than
Tính đến nay, tổng công suất của các nhà máy nhiệt điện than trên toàn quốc đạt 22.077 MW, tương đương 35,5% tổng công suất hệ thống Trong đó, công suất của các nhà máy nhiệt điện than tại miền Bắc là 13.364 MW.
MW, khu vực miền Nam là 8683 MW Khu vực miền Trung hiện tại chỉ có 1 nhà máy nhiệt điện chạy than với công suất 30MW (nhiệt điện Nông Sơn).
Bảng 2.6: Công suất nhiệt điện than hệ thống điện Việt Nam năm 2020
Do điều kiện địa chất tự nhiên mà khu vực đồng bằng Bắc Bộ (khu vực Thái
Nguyên, Hải Phòng và Quảng Ninh là những khu vực sở hữu các mỏ than đá lớn, tạo điều kiện thuận lợi cho việc xây dựng các nhà máy nhiệt điện than Vị trí gần trung tâm phụ tải như Hà Nội, Hải Phòng và Bắc Ninh giúp giảm thiểu quãng đường vận chuyển than Một số nhà máy nhiệt điện than tại đây, như Uông Bí và Phả Lại, đã được xây dựng từ lâu và là những nhà máy điện đầu tiên của Việt Nam.
Khu vực phía Nam đang trải qua sự tăng trưởng phụ tải lớn, trong khi nguồn năng lượng sơ cấp chỉ có thể phát triển các nhà máy thủy điện và tuabin khí, với công suất khai thác gần như đã đạt tối đa Điều này đặt ra thách thức trong việc truyền tải công suất từ miền Bắc.
Trong những năm qua, ngành điện đã tăng cường xây dựng các nhà máy nhiệt điện than tại miền Nam để cải thiện nguồn cung năng lượng, do khu vực này không có sẵn các mỏ than Việc này nhằm khắc phục tình trạng hạn chế nguồn cung năng lượng từ Bắc và miền Trung.
3 Quy ết định 2012/QĐ -TTg ngày 24/10/2016 c ủ a Th ủ tướ ng Chính Ph ủ
Toàn bộ nguồn nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện ở Nam Bộ đều được vận chuyển từ miền Bắc hoặc nhập khẩu từ Indonesia và Úc Các nhà máy nhiệt điện than mới được xây dựng gần đây sử dụng tuabin thế hệ mới với công suất lớn, từ 600 đến 700 MW mỗi tổ máy Hiện tại, các cụm trung tâm nhiệt điện như Vĩnh Tân và Duyên Hải đang hoạt động, và trong tương lai, các trung tâm mới như Long Phú, Sông Hậu, và Kiên Lương sẽ được xây dựng để đáp ứng nhu cầu năng lượng cho khu vực phía Nam.
H ệ th ố ng khí t ự nhiên và các nhà máy tuabin khí, nhi ệt điệ n khí 23
Việc khai thác dầu ngoài khơi tại Việt Nam không chỉ cung cấp dầu mà còn khai thác khí đồng hành và khí tự nhiên, trở thành nguồn năng lượng sơ cấp cho phát điện Các nhà máy tuabin khí hiện nay chủ yếu được xây dựng ở Nam Bộ để gần nguồn khí từ các mỏ Cửu Long, Nam Côn Sơn và PM3/CAA, nhằm giảm chi phí vận chuyển Khí tự nhiên được thu gom từ các giàn khoan ngoài khơi và vận chuyển vào đất liền qua đường ống dẫn khí dài từ 300 đến 370 km, trước khi đến trạm xử lý và phân phối cho các nhà máy điện.
Hình 2.6: Các mỏ khí đang khai thác tại Việt Nam
Hiện nay, tổng công suất các nhà máy điện sử dụng khí tự nhiên đạt 7675MW, trong đó công suất từ công nghệ tuabin khí là 7300MW và công suất từ công nghệ nhiệt điện khí là 375MW (nhà máy điện Hiệp Phước) Tuy nhiên, các mỏ khí như Nam Côn Sơn và PM3/CAA đang suy giảm sản lượng do thời gian khai thác lâu dài Để duy trì hoạt động phát điện, các nhà máy này dự kiến sẽ chuyển sang sử dụng khí hóa lỏng (LNG).
Trong tương lai, việc khai thác các mỏ khí và dầu mới tại khu vực Quảng Ngãi (Cá Voi Xanh) và Cà Mau (Lô B) sẽ dẫn đến sự phát triển của nhiều nhà máy điện sử dụng công nghệ tuabin khí hiện đại Những nhà máy này dự kiến sẽ được xây dựng tại các khu vực miền Trung và Tây Nam Bộ.
(MW) Công nghệ Nguồn khí
Bà Rịa 450 Tuabin khí Cửu Long
Phú Mỹ 1 1150 Tuabin khí Nam Côn Sơn
Phú Mỹ 2.1 990 Tuabin khí Nam Côn Sơn + Cửu Long
Phú Mỹ 2.2 750 Tuabin khí Nam Côn Sơn
Phú Mỹ 3 750 Tuabin khí Nam Côn Sơn
Phú Mỹ 4 480 Tuabin khí Nam Côn Sơn + Cửu Long
Nhơn Trạch 1 480 Tuabin khí Nam Côn Sơn
Nhơn Trạch 2 750 Tuabin khí Nam Côn Sơn
Cà Mau 1 750 Tuabin khí PM3/CAA
Cà Mau 2 750 Tuabin khí PM3/CAA
Hiệp Phước 375 Nhiệt điện khí Nam Côn Sơn
Bảng 2.7: Các nhà máy tuabin khí trên hệ thống điện Việt Nam
Nhi ệt điệ n d ầ u
Hiện tại, tổng công suất của các nhà máy sử dụng nhiên liệu dầu (DO/FO) trong hệ thống đạt 1100MW Tuy nhiên, do chi phí nhiên liệu này cao hơn nhiều so với các nguồn nhiên liệu khác, nên các nhà máy thường chỉ hoạt động ở trạng thái dự phòng Chúng được huy động khi hệ thống thiếu công suất đỉnh, đặc biệt là các tổ máy GT của nhà máy điện Cần Thơ và Thủ Đức, nhờ vào thời gian khởi động nhanh chóng.
Thiếu hụt công suất kéo dài do bảo dưỡng và sửa chữa đã dẫn đến tình trạng quá tải cho các máy biến áp và đường dây liên kết Việc huy động nhà máy điện Ô Môn trở nên cần thiết trong các trường hợp khí PM3/CAA ngừng bảo dưỡng, sửa chữa.
Xu ấ t nh ậ p kh ẩ u
Hệ thống điện Việt Nam không chỉ phát triển các nguồn điện trong nước mà còn kết nối với các hệ thống điện lân cận để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng Hiện tại, Việt Nam đang nhập khẩu điện từ Trung Quốc qua hai đường dây 220kV Lào Cai – Cổ Mãn và Hà Giang – Malutang, với tổng công suất tối đa là 800MW và sản lượng mua hàng năm đạt 1.5 tỷ kWh.
2021 đang tạm thời ngừng mua Trung Quốc do nhu cầu giảm thấp vì ảnh hưởng của dịch Covid-19
Việc xây dựng các nhà máy thủy điện tại Lào đã tạo điều kiện cho việc truyền tải công suất về hệ thống điện Việt Nam thông qua đường dây 220kV Thạnh Mỹ - Xekaman Điều này góp phần quan trọng trong việc chuyển tải công suất từ các nhà máy điện Xekaman 1, Xekaman 3 và Xekaman Xayxay sang hệ thống điện Việt Nam.
Tình hình phát tri ể n các ngu ồ n NLTT
Tính đến nay, tổng công suất đặt của các nhà máy điện năng lượng tái tạo (NLTT) đạt 21.232 MW, bao gồm 538 MW từ điện gió, 8.852 MW từ điện mặt trời nối lưới, 7.630 MW từ điện mặt trời áp mái, 325 MW từ sinh khối và 3.887 MW từ thủy điện nhỏ Trong đó, buổi trưa là thời điểm mà các nguồn điện mặt trời phát điện cao nhất, trong khi phụ tải điện chỉ đạt khoảng 28.000 MW vào ngày bình thường và 22.500 MW vào ngày nghỉ và lễ.
Với sự gia tăng tỷ trọng của nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) trong hệ thống điện, phụ tải đang có xu hướng tăng trưởng thấp Chênh lệch giữa phụ tải cao điểm vào buổi chiều (từ 17h đến 18h) và thấp điểm vào buổi trưa đang rất lớn, với mức chênh lệch lên tới 8.000MW trong ngày thường và 9.000MW trong các ngày nghỉ, lễ Đồng thời, tỷ trọng của năng lượng mặt trời từ hệ thống điện mặt trời áp mái tự phát, vốn không thể điều khiển, cũng đang gia tăng mạnh mẽ, đạt 7.600MW trong năm.
2020) Đểđảm bảo an ninh hệ thống, khi các nguồn năng lượng truyền thống đã
Khi giảm phát đến giới hạn kỹ thuật nhưng tổng công suất phát vẫn vượt quá nhu cầu phụ tải, cơ quan điều độ hệ thống điện sẽ phải cắt giảm các nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) để đảm bảo an ninh cho hệ thống điện.
Một số thách thức trong công tác vận hành bao gồm
− Tiến độ nguồn NLTT đưa vào vận hành đang rất bất định gây khó khăn cho công tác lập kế hoạch vận hành
Việc quá tải đường dây do vận hành nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) gây ra sự cắt giảm công suất và sản lượng, đòi hỏi phải ước lượng để cân đối cung cầu trong toàn hệ thống.
Do sự vận hành của các nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) mới, việc thu thập mẫu thống kê về sự thay đổi công suất theo điều kiện thời tiết còn hạn chế Hệ thống dự báo hiện tại chưa có quy định cụ thể, dẫn đến việc không thể dự đoán chính xác công suất phát của các nguồn NLTT Điều này gây khó khăn trong việc xác định lượng công suất dự phòng của hệ thống điện (HTĐ) và đảm bảo tần số của HTĐ trong dải tần số cho phép khi có sự biến thiên công suất phát từ nguồn NLTT.
Các nhà máy điện năng lượng tái tạo chủ yếu tập trung ở một số khu vực địa lý nhất định do phụ thuộc vào nguồn năng lượng sơ cấp Tính chất vận hành của từng loại hình năng lượng tái tạo khác nhau, chịu ảnh hưởng lớn từ điều kiện thời tiết Cụ thể, điện mặt trời phát điện chủ yếu vào ban ngày và đạt công suất cao nhất vào trưa, trong khi điện gió có thể hoạt động liên tục 24/24 tùy thuộc vào điều kiện gió Ngoài ra, các nhà máy sinh khối phụ thuộc vào mùa vụ của nhiên liệu, còn thủy điện nhỏ phụ thuộc vào tình hình nước và khả năng điều tiết.
Hiện nay, việc vận hành các nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) trên hệ thống điện quốc gia được quy định tại Điều 79, Thông tư 40/2014/TT-BCT, ban hành ngày 05/11/2014 Theo quy định này, các nhà máy điện được phép tự điều khiển phát công suất tác dụng, trừ trường hợp xảy ra quá tải hoặc ảnh hưởng đến an ninh của hệ thống điện.
Trong vận hành thời gian thực, Trưởng ca nhà máy sẽ thông báo cho cấp Điều độ về kế hoạch hòa lưới, dừng tổ máy và công suất phát điện, với điều kiện không có ràng buộc lưới điện hoặc ảnh hưởng đến an ninh hệ thống Cấp Điều độ không có quyền thay đổi kế hoạch vận hành, do đó, các nhà máy năng lượng tái tạo được ưu tiên phát điện trước các nguồn năng lượng truyền thống Tuy nhiên, khi tỷ lệ thâm nhập của nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) cao, điều này có thể ảnh hưởng đến vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Hệ thống điện được coi là vận hành kinh tế khi biểu đồ nguồn có thể điều độ được trong ngày có dạng phẳng, với sự chênh lệch nhỏ giữa giờ cao điểm và thấp điểm Điều này giúp hạn chế việc huy động các nguồn đắt tiền, như điện chạy dầu, vào giờ cao điểm, từ đó giảm thiểu số lần ngừng - khởi động của các tổ máy nhiệt điện và nâng cao độ tin cậy vận hành Tuy nhiên, nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) luôn được ưu tiên trong thứ tự huy động, dẫn đến việc các nguồn truyền thống có thể phải ngừng dự phòng hoặc dừng/khởi động để đáp ứng nhu cầu phụ tải, đặc biệt trong trường hợp thừa nguồn.
Quá tải lưới tại các khu vực có nhiều nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) ảnh hưởng đến việc huy động các nguồn điện tham gia thị trường điện, buộc các nguồn điện này phải giảm công suất Trong tương lai, với thiết kế thị trường điện bán buôn tích hợp quyền truyền tải tài chính (FTR), các nguồn NLTT sẽ làm gia tăng biến động trong dòng truyền tải, khiến các đơn vị tham gia FTR gặp khó khăn trong việc đánh giá các kịch bản quá tải Hơn nữa, sự khác biệt giữa lịch huy động ngày tới và huy động thời gian thực sẽ gia tăng, do các tính toán liên quan đến FTR chủ yếu dựa vào lịch huy động ngày tới, dẫn đến doanh thu FTR không khớp với kịch bản quá tải thực tế.
Tính chất bất ổn của nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) làm gia tăng nhu cầu dịch vụ dự phòng điều tần và các chi phí dịch vụ phụ trên thị trường điện Sự gia tăng tỷ trọng nguồn điện mặt trời tạo ra nhiều thách thức trong việc lập kế hoạch và vận hành hệ thống điện thời gian thực, gây áp lực cho các nguồn điện truyền thống trong việc duy trì cân bằng giữa công suất nguồn và tải Nếu không có đủ công suất dự phòng để bù đắp cho những thay đổi đột ngột này, việc duy trì ổn định trong vận hành sẽ gặp khó khăn, đối mặt với nguy cơ mất ổn định tần số và điện áp, cũng như quá tải các phần tử trên lưới điện do biến động về trào lưu công suất.
Sai số trong dự báo nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) trong từng chu kỳ giao dịch có tác động trực tiếp đến việc huy động nguồn điện và giá điện trên thị trường điện Sự biến động công suất phát của các nhà máy NLTT so với dự báo có thể làm tăng giá thị trường khi nguồn NLTT giảm và không có đủ nguồn giá thấp để bù đắp, hoặc làm giảm giá khi nguồn NLTT tăng quá cao, dẫn đến việc phải giảm hoặc ngừng dự phòng các nguồn còn lại.
Sản lượng điện mặt trời chủ yếu tập trung vào giờ cao điểm ban ngày, dẫn đến giảm giá trong các chu kỳ này, mặc dù thông thường giá cao hơn Điều này có thể làm thay đổi giờ cao điểm thực tế của hệ thống Trong những ngày có phụ tải thấp, các nguồn năng lượng tái tạo vẫn phát điện cao do điều kiện nguồn năng lượng sơ cấp, dẫn đến giảm công suất của các nguồn khác và từ đó làm giảm giá thị trường điện.
Việc thay đổi khung giờ phát điện cao điểm của các nhà máy thủy điện nhỏ có ảnh hưởng đáng kể đến chế độ vận hành của hệ thống điện quốc gia Để đánh giá và báo cáo về tác động này, ĐĐQG đã thực hiện các nghiên cứu và phân tích cụ thể, cung cấp thông tin quan trọng cho Tập đoàn về những thay đổi trong hoạt động phát điện.
H ệ th ống lướ i truy ề n t ả i
Hệ thống điện lưới truyền tải là yếu tố then chốt trong việc kết nối các vùng và lãnh thổ, đảm bảo truyền tải điện năng từ các nhà máy đến khu vực tiêu thụ Trước đây, hệ thống điện Việt Nam chia thành 3 khu vực độc lập với các quy định và tiêu chuẩn khác nhau Tuy nhiên, sự ra đời của hệ thống điện 500kV vào năm 1994, cùng với mạng lưới 220/110kV nội vùng, đã đóng vai trò quan trọng trong việc thống nhất hệ thống điện toàn quốc, nâng cao khả năng truyền tải và phân phối điện năng, đồng thời liên kết lưới điện Việt Nam với các quốc gia lân cận.
Tính đến nay, hệ thống điện 500kV tại Việt Nam bao gồm 33 trạm biến áp trải dài khắp cả nước, trong đó có 12 nhà máy điện trực tiếp kết nối và phát điện lên hệ thống Hệ thống này còn được hỗ trợ bởi gần 7500km đường dây truyền tải.
Hình 2.7: Chiều dài đường dây 500kV qua các năm
Do tốc độ tăng trưởng phụ tải cao và sự thiếu hụt nguồn năng lượng sơ cấp, hệ thống điện 500kV đã đóng vai trò quan trọng trong việc truyền tải công suất lớn từ miền Bắc và miền Trung vào miền Nam Hiện nay, miền Bắc và miền Trung nhận điện năng qua 2 mạch đường dây 500kV Hà Tĩnh – Đà Nẵng và Vũng Áng – Đà Nẵng, với khả năng truyền tải tối đa ổn định là 2200MW Trong khi đó, miền Trung và miền Nam kết nối qua 4 mạch đường dây, bao gồm Pleiku – Di Linh, Đăk Nông – Cầu Bông cùng với 2 mạch khác.
Pleiku 2 – Cầu Bông có khả năng truyền tải lên đến 4300MW Do các nhà máy điện lớn chủ yếu tập trung tại miền Bắc, công suất truyền tải giữa các đường dây Bắc – Trung luôn gần đạt mức tối đa Trong khi đó, các đường dây truyền tải công suất giữa miền Trung và miền Nam, như Dốc Sỏi, cũng đóng vai trò quan trọng trong hệ thống điện quốc gia.
Pleiku, Thạnh Mỹ - Pleiku2 thường xuyên bị quá tải, đặc biệt trong mùa lũ của các nhà máy thủy điện miền Trung Việc đưa vào khai thác đường dây 500kV mạch 3 kết nối miền Bắc và miền Trung trong tương lai sẽ nâng cao khả năng truyền tải công suất và giảm nguy cơ thiếu điện tại miền Nam.
Chiều dài đường dây 500kV qua các năm
NGHIÊN CỨU VỀ HỆ THỐNG PIN TÍCH
Hi ệ n tr ạ ng phát tri ể n BESS trên th ế gi ớ i
Theo Sổ tay Áp dụng hệ thống tích trữ năng lượng do Ngân hàng Châu Á ADB tài trợ, các chuyên gia năng lượng đã tiến hành thống kê và phân loại các nguồn tích trữ năng lượng chính.
− Nguồn tích trữdưới dạng cơ học;
− Nguồn tích trữdưới dạng điện hóa;
− Nguồn tích trữdưới dạng điện;
− Nguồn tích trữdưới dạng hóa học;
− Nguồn tích trữdưới dạng nhiệt
Hệ thống điện truyền tải quốc gia của Việt Nam là một trong những hệ thống lớn trên thế giới, do đó, việc ứng dụng nguồn tích trữ năng lượng cho mục đích truyền tải điện cần phải sử dụng các nguồn tích trữ lớn và cực lớn Có bốn loại nguồn tích trữ năng lượng đạt tiêu chuẩn này.
− Thủy điện tích năng (Pumped Hydro Storage - PHS);
− Tích trữ bằng nén không khí (Compresssed Air Energy Storage - CAES);
− Tích trữ bằng khí đốt (Power to Gas - P2G);
− Tích trữ theo mùa và giữa các mùa (Seasonal and Interseasonal Storage)
Hiện nay, EVN đang triển khai giải pháp thủy điện tích năng, trong khi các phương pháp tích trữ năng lượng bằng nén khí và khí đốt vẫn chưa được nghiên cứu áp dụng tại Việt Nam EVN cũng đang thử nghiệm nghiên cứu tích trữ năng lượng theo mùa và giữa các mùa thông qua việc nâng công suất của một số nhà máy thủy điện lớn, mặc dù chưa có tổng kết và hệ thống hóa đầy đủ.
Do chi phí đầu tư cao và công nghệ ắc quy yêu cầu diện tích lắp đặt lớn cho công suất lớn, việc áp dụng Hệ thống lưu trữ năng lượng bằng ắc quy (BESS) quy mô lớn cho lưới truyền tải điện vẫn chưa phổ biến trên toàn cầu.
Tính đến cuối năm 2019, trên thế giới có tổng cộng khoảng 184.6 GW các hệ thống tích trữnăng lượng, trong sốđó các thủy điện tích năng chiếm đến ~ 93%
[4] (IRENA, 2019) Tổng công suất pin tích trữnăng lượng trên thế giới mới đạt khoảng 9.5 GW
Hình 3.1: Tỉ trọng các nguồn tích trữ năng lượng trên thế giới
Hiện nay BESS được lắp đặt chủ yếu tập trung ởcác nước Mỹ, Trung Quốc,
Nhật Bản, Hàn Quốc, Úc, Đức, Ấn Độ, Canada và UAE là những quốc gia nổi bật trong việc phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin (BESS), trong khi một số quốc gia khác cũng có sự phát triển nhưng chiếm tỷ trọng nhỏ hơn.
Trong tương lai, chi phí của pin tích trữ năng lượng sẽ giảm đáng kể, tạo điều kiện cho việc phát triển rộng rãi loại pin này trên toàn cầu nhờ vào những ưu điểm nổi bật trong vận hành.
Hình 3.2: Đánh giá xu hướng phát triển BESS trên thế giới
Tìm hi ể u các công ngh ệ BESS khác nhau
Lead – Acid ( Pb-A)
Có lịch sửhơn 150 năm phát triển Chi phí rẻ, có thểứng dụng rộng rãi, tuy nhiên kích thước và trọng lượng lớn do dung môi là chất lỏng [2] (Divya, 2009)
Bình ắc quy được cấu tạo từ hai bản cực, với cực dương là chì oxit (PbO2) và cực âm là chì (Pb), được nhúng trong dung dịch axit H2SO4 loãng (37%) Khi dòng điện được nạp vào, axit H2SO4 phân ly thành H+ và HSO4-, dẫn đến các phản ứng hóa học xảy ra trên hai điện cực.
Hình 3.3: Mô hình pin Lead-Acid
− Chi phí sản suât thấp so với các loại pin khác
− Độ tin cậy và hiệu suất cao (70-90%)
− Có khảnăng phát dòng điện lớn
− Hoạt động tốt cả nhiệt độ cao và thấp
− Không cần thiết sử dung BMS
− Cần bảo quản để tránh sun fat hóa
− Cần thêm nước với các loại pin đầu cực nhúng trong dung môi
− Khó khăn trong vận chuyển
− Ảnh hưởng đến môi trường
Nickel-Cadmium (Ni-Cd) Battery
Pin Ni-Cd, được phát triển và thương mại hóa từ năm 1915, có mật độ năng lượng cao hơn so với pin Pb-A Loại pin này có khả năng hoạt động hiệu quả ngay cả ở mật độ rất thấp.
− Điện cực dương bao gồm Nibkel oxide-hydroxide :NiO(OH)
− Điện cực âm Camium ( Cd )
− Chất điện phân : KOH,NaOH
− Khi mà pin xảnăng lượng:
− Khi nạp phản ứng sẽ theo chiều ngược lại
− Bền, chắc chắn, vòng đời cao nếu được bảo dưỡng phù hợp
− Pin duy nhất có thể sạc rất nhanh và ít stress
− Dễ dàng bảo quản, lưu trữ, vận chuyển
− Hoạt động tốt trong nhiệt độ thấp ( -20 tới -40 oC )
− Chi phí thay thế thấp
− Có nhiều kích thước cũng như công suất để lựa chọn
− Có năng lượng riêng thấp so với các hệ thống mới
− Cadmium là kim loại độc, cần xử lý khi vứt bỏ
− Tổn thất cao, cần phải sạc đầy sau khi mới bỏ từ kho ra sử dụng
− Cell của pin thấp, chỉ1.2V,do đó cần nhiều nếu muốn có điện áp cao
Nickel-Metal Hydride ( Ni-MH) Battery
Pin Ni-MH là phiên bản cải tiến của pin Ni-Cd, trong đó điện cực âm Cd độc hại được thay thế bằng hydride kim loại Được sản xuất từ năm 1995, pin Ni-MH có mật độ năng lượng cao hơn so với Ni-Cd khi so sánh cùng một khối lượng.
− Cực dương: Nibkel oxide-hydroxide: NiO(OH)2
− Cực âm: Hydride kim loại MH
− Chất điện phân: KOH, NaOH
− Nếu sạc thì phản ứng theo chiều ngược lại
− Mật độ năng lượng dầy hơn (energy density) nên có thể giảm kích thước pin
− Loại bỏ các hạn chế, quy định lên sản xuất vì các lo lắng liên quan đến độc tố Cadmium
− Có thể phối hợp sử dụng cùng với Ni-Cd do có nhiều điểm tương tự trong thiết kế
− Có thể hoạt động tốt hơn các pin khác ở nhiệt độ rất thấp (-20 C)
Tuổi thọ của thiết bị thấp, mặc dù có khả năng xả một dòng điện lớn, thường chỉ kéo dài từ 200-300 chu kỳ nếu bị lạm dụng trong dòng tải cao Thiết bị hoạt động hiệu quả nhất với C-rate từ 0.2 đến 0.5.
− Quy trình sạc phức tạp và cần được kiểm soát tốt do phát nhiệt cao, nên sạc trong thời gian lâu
− Tổn thất lớn do chỉ số tự xả( self-discharge ) có thểlên đến 50%.
Lithium-Ion (Li-Ion)
Sự phát triển công nghệ pin lithium-ion mang lại điện áp cao lên tới 3.7 V và hiệu suất hoạt động từ 95-98% Tuy nhiên, do chất điện môi bị nén, pin có nguy cơ nổ khi bị quá nhiệt.
− Điện cực dương : LiCoO2 và LiMnO4
− Điện cực âm: tinh thể graphite ( các bon)
− Chất điện ly cho được nén lại cho phép các ion Li chuyển từ cực này sang cực kia
− Năng lượng riêng cao, có khảnăng vượt tải với các cell pin
− Tuổi thọ cao có thể nhiều hơn nếu bảo dưỡng tốt
− Dung lượng cao, điện trở trong thấp
− Nguyên lý sạc đơn giản và thời gian sạc nhanh
− Lão hóa ở nhiệt độ cao
− Không thể sạc nhanh ở nhiệt độ đóng băng (0 độ C)
− Có nhiều quy định trong quá trình vận chuyển
Sodium-Sulfur (Na-S)
Hai điện cực của pin là chất lỏng Cực dương là sulphur hóa lỏn, cực âm là
Na hóa lỏng Điện môi là BASE (Beta alumina solid electrolyte)
− Chi phí thấp do nguyên liệu sản xuất rẻ
− Điện năng tốt, mật độnăng lượng cao
− Chếđộ hoạt đông linh hoạt, các cell pin có thể hoạt động tốt khi sạc sâu hay các vấn đề về nhiệt độ
− Không nhạy cảm với vấn đề vềmôi trường
− Cần được vận hành trên 300 độ C
− Có khảnăng phản ứng cao với kim loại Na
− Yêu cầu vận hành bảo trì nghiêm ngặt
Redox Flow (RFB)
Đây là thuộc công nghệ pin chảy (Flow batteries)
− Tuổi thọ lâu: có thểlên đến 20 năm, số lần sạc, xả không giới hạn
− Khảnăng thiết kế linh hoạt
− Mật dộnăng lượng thấp hơn so với các loại pin khác
C ấ u trúc, nguyên lý chung v ề h ệ th ố ng BESS
BESS gồm có các phần chính sau: [12]
− Hệ thống tích năng: sử dụng pin (battery: gồm các module liên kết với nhau)
− BMS (battery management system) : hệ thống quản lý pin
− PCS (Power conversion system) : Hệ thống biến đổi năng lượng
Hình 3.4: Cấu trúc hệ thống BESS
Các thông s ố chính c ủ a BESS
Một số thông số chính của BESS bao gồm:
− Điện năng định mức - Norminal energy capacity (Wh)
38 o Công suất hữu công - Active power (W); o Công suất vô công - Reactive power (VAR
− Vòng đời, thời gian hoạt động - Expected service life (year, duty cycle)
− Tốc độ đáp ứng - System response ( step response time (s) and ramp rate (W/s))
− Năng lượng bị mất đi theo thời gian khi không vận hành (Self-discharge) có thể tính theo khung thời gian giờ, ngày, tuần Đơn vịtính thường là Wh/h
− Dải điện áp hoạt động - Voltage range
− Tần số hoạt động - Frequency range
− Mức độnăng lượng đã sạc / mức độnăng lượng đã xả - SOC/DOD : (State of charge / Depth of discharge).
M ộ t s ố ứ ng d ụ ng c ủ a BESS
Tiêu chuẩn IEEE 2030.2-2015 cung cấp hướng dẫn về khả năng tương tác của các hệ thống tích trữ năng lượng trong hạ tầng điện, phân loại 18 ứng dụng ESS thành 4 nhóm chính Nhóm đầu tiên bao gồm các ứng dụng trong lĩnh vực nguồn điện, với các trường hợp 15, 16, 17 và 18, nhấn mạnh sự cần thiết của chính sách năng lượng vĩ mô để khuyến khích lắp đặt hệ thống tích trữ năng lượng cho các nguồn điện tái tạo Nhóm thứ hai liên quan đến các ứng dụng trong lĩnh vực phân phối và tiêu thụ điện, với các trường hợp 3, 4 và 6.
Các biện pháp 9, 10, 11, 12, 13, 14 được áp dụng ở quy mô lớn từ vài MW đến vài chục MW nhằm đảm bảo chất lượng điện năng và điện áp, điều tiết tải khu vực, cung cấp giải pháp tạm thời trước khi nâng cấp lưới điện phân phối, quản lý cung cầu và chuyển dịch phụ tải theo giá điện Các Công ty và Tổng công ty phân phối có thể xem xét thực hiện các biện pháp này Trong lĩnh vực truyền tải điện, các ứng dụng 1, 2, 7, 8 cũng được áp dụng, trong khi lĩnh vực điều hành hệ thống chủ yếu sử dụng các ứng dụng 1 và 5.
Bảng dưới đây liệt kê các ứng dụng của BESS trong công tác vận hành:
STT Ứng dụng Công suât lưu trữ Thời gian xả (h) Điêu kiện áp dụng
Thay đổi thời gian sử dụng điện từ 1 MW đến 500 MW phụ thuộc vào sự chênh lệch giá điện, hiệu suất lưu trữ và chi phí vận hành của hệ thống lưu trữ.
2 Khảnăng cung câp điện 1 MW 500 MW 4 6 Số giờ phụ tải cao điêm
3 Theo tải 1 MW 500 MW 2 4 Giả thiêt tính 1 giờ xả cung câp cho 2 giờ tải
4 Điêu tiêt khu vực 1 MW 40 MW 0.25 0.5 Dưa trên khảnăng hoạt động của bánh đà
5 Công suât dư phòng 1 MW 500 MW 1 2 Thời gian tích trữđủ đê các hệ thống dư phòng bậc cao hơn hoạt động
6 Hỗ trợđiện áp 1 MW 10 MW 0.25 1 Thời gian cần thiêt đê ổn định HT hoặc giảm tải có trật tư
7 Hỗ trợ truyền tải 10 MW 100 MW 2 s 5 s Theo Sổ tay EPRI 1001834 - Giảm việc mua thêm nhu cầu truyên tải công suât trong thời gian ngắn
8 Giảm nghẽn mạch truyền tải 1 MW 100 MW 3 6 Đáp ứng phụ tải trong giờcao điêm Giá trị thâp dành cho tải cưc đại
9 Trì hoàn việc nâng câp 50% lưới điện phân phối 0.25 MW 5 MW 3 6 Đáp ứng phụ tải trong giờcao điêm Giá trị thâp dành cho tải cưc đại
10 Trì hoàn việc nâng câp 90% lưới điện phân phối 0.25 MW 2 MW 3 6 Đáp ứng phụ tải trong giờcao điêm Giá trị thâp dành cho tải cưc đại
STT Ứng dụng Công suât lưu trữ Thời gian xả (h) Điêu kiện áp dụng
11 Quản lý chi phí năng lượng theo thời gian sử dụng 1 kW 1 MW 4 6 Số giờ phụ tải cao điêm
12 Quản lý nhu cầu nạp/xả 50 kW 10 MW 5 11 Số giờ xả tải tối đa trong ngày và giá điện của công ty câp điện
Dịch vụ cung cấp điện từ 0.2 kW đến 10 MW đảm bảo độ tin cậy cao, với thời gian ngừng hoạt động tối thiểu chỉ 5 phút Điều này cho phép thực hiện các kế hoạch cắt tải một cách hiệu quả, đảm bảo sự liên tục trong quá trình cung cấp điện.
14 Chât lượng dịch vụcâp điện 0.2 kW 10 MW 10 s 1 min Thời gian cần thiêt đê luôn đảm bảo chât lượng điện năng yêu cầu
Thời gian phát năng lượng tái tạo từ 1 kW đến 500 MW phụ thuộc vào sự chênh lệch giá điện, hiệu suất lưu trữ và chi phí vận hành của hệ thống lưu trữ.
Công suất đảm bảo cho năng lượng tái tạo dao động từ 1 kW đến 500 MW, với giá trị thấp và cao dựa trên tỷ lệ 85% và 50% giữa công suất nguồn điện và phụ tải cực đại.
17 Điện gió tích hợp lưới trong thời gian ngắn 0.2 kW 500 MW 10 s 15 min Nâng cao chât lượng điện năng và giảm ảnh hưởng gián đoạn gió
18 Điện gió tích hợp lưới trong thời gian dài 0.2 kW 500 MW 1 6 Lưu trữ, thay đổi thời gian phát và giảm tắc nghẽn truyên tải
Bảng 3.1: Thống kê các ứng dụng của BESS
Như vậy giải pháp áp dụng BESS mang tính hệ thống là các ứng dụng theo các mục 1, 2, 5, 7, 8
Ứng dụng 1: Thay đổi thời gian sử dụng điện là biện pháp áp dụng cho lưới điện truyền tải quy mô lớn, với công suất lắp đặt lên đến 500 MW Tuy nhiên, hiệu quả của giải pháp này phụ thuộc vào chênh lệch giá điện giữa cao và thấp điểm, không phải giá bán cho phụ tải cuối cùng Hiện nay, mức chênh lệch giá thị trường điện giữa cao và thấp điểm không cao, dẫn đến giải pháp này chưa mang lại hiệu quả kinh tế cao cho các nhà đầu tư.
Ứng dụng thứ hai liên quan đến khả năng cung cấp điện, tương tự như ứng dụng đầu tiên, là dự trữ năng lượng để cung cấp cho các phụ tải trong các giờ cao điểm (từ 4-6 tiếng và tối đa 500 MW) Ứng dụng này chỉ phù hợp với các hệ thống truyền tải nhỏ hoặc lưới điện của các công ty phân phối quy mô nhỏ.
Ứng dụng 5 của BESS là cung cấp công suất dự phòng cho hệ thống điện Trong các hệ thống điện nhỏ, việc thiết lập dự phòng nóng gặp khó khăn, do đó BESS có thể được sử dụng như nguồn điện dự phòng trong trường hợp có biến động phụ tải hoặc nguồn điện lớn Tuy nhiên, hiện tại ở Việt Nam, công suất từ các nhà máy thủy điện và nhiệt điện lớn đủ để điều tiết hệ thống, cùng với việc vận hành hệ thống AGC, nên việc đảm bảo và phân bổ dự phòng nóng không gặp nhiều khó khăn Ứng dụng này có thể được triển khai trong tương lai khi tỷ trọng công suất thủy điện giảm, không còn đủ để đảm bảo dự phòng nóng cần thiết cho hệ thống.
Ứng dụng 7: Hỗ trợ truyền tải điện là một giải pháp quan trọng trong thị trường điện toàn phần, nơi các công ty phân phối và nhà máy điện cần mua quyền truyền tải trên hệ thống Tuy nhiên, tại Việt Nam hiện nay, việc mua quyền truyền tải vẫn chưa được thực hiện, do đó ứng dụng này chưa thể triển khai.
− Ứng dụng 8: Giảm nghẽn mạch truyền tải điện là ứng dụng để giảm nghẽn mạch cục bộtrên lưới điện truyền tải với quy mô lớn nhất chỉđến 100MW
