1. Giới thiệu

Hệ thống điện ban đầu được hình thành và phát triển với dòng công suất một chiều và phương pháp quản lý lưới điện theo cấu trúc tích hợp dọc. Tuy nhiên, quá trình chuyển dịch năng lượng tất yếu nhằm phi phát thải của các hệ thống năng lượng đang tạo ra những thách thức ngày càng lớn cho công tác vận hành lưới điện. Sự thâm nhập ngày càng cao của các nguồn năng lượng phân tán (DER) trong lưới điện phân phối có thể gây khó khăn trong việc vượt qua các ràng buộc kỹ thuật của lưới điện.

Mặc dù vậy, các DER như điện mặt trời, điện gió, các đơn vị đồng phát, các điểm sạc trang bị công nghệ V2G và pin lưu trữ hoàn toàn có tiềm năng cung cấp dịch vụ hệ thống nếu được tổng hợp (aggregated) hiệu quả và có sự điều phối đầy đủ giữa đơn vị vận hành hệ thống truyền tải (TSO) và đơn vị vận hành hệ thống phân phối (DSO). Hiện nay, trong các tài liệu nghiên cứu, chỉ có một vài mô hình điều phối TSO-DSO và chưa có các nghiên cứu thực tế trên lưới điện thực; thay vào đó, họ tập trung vào các lưới điện thử nghiệm.

Với sự tham gia của Terna (phía TSO) và Unareti (phía DSO), bài báo này đề xuất một mô hình điều phối đơn giản cho phép giải quyết các ràng buộc lưới điện mà không cần trao đổi dữ liệu nhạy cảm. Hơn nữa, bài báo giới thiệu một phương pháp luận để phân tích tính linh hoạt tổng hợp (aggregated flexibility) được phân bổ theo các đường đặc tính khả năng phát (capability curves) phía sau các trạm biến áp (TBA) trung gian của DSO phục vụ công tác quy hoạch lưới điện ngắn và trung hạn. Thuật toán có thể truy cập vào một cơ sở dữ liệu hạn chế gồm các dữ liệu không nhạy cảm và bằng cách áp dụng các phương pháp thống kê, có thể lập bản đồ tính linh hoạt sẵn có tại một TBA trung gian. Cuối cùng, mã nguồn này được sử dụng để nghiên cứu tính linh hoạt sẵn có tại khu vực Milan theo kịch bản trung hạn.

2. Mô hình điều phối TSO-DSO ngắn và trung hạn 

Các thách thức liên quan đến điều phối giữa TSO và DSO được tóm tắt dưới đây:

• Cân bằng hệ thống: Kiểm soát tần số và trao đổi năng lượng. Tính ngẫu nhiên của các nguồn năng lượng tái tạo (RES) khiến việc cân bằng trở nên khó khăn hơn.

• Quản lý nghẽn mạch: Trong các hệ thống lưới điện vòng phức tạp (cao áp/siêu cao áp), việc này thách thức hơn so với các hệ thống hình tia (trung thế/hạ thế) do các dòng điện vòng và dòng quá độ. Trong trường hợp xảy ra nghẽn mạch, việc điều độ lại (redispatching) là trách nhiệm của TSO, nhưng điều này có thể thay đổi trong tương lai, khi DSO có nghĩa vụ sử dụng và điều độ các nguồn linh hoạt kết nối với mạng lưới của chính mình để giải quyết các vi phạm lưới điện.

• Điều khiển điện áp: Việc này được thực hiện phối hợp với các đơn vị phát điện truyền thống; cả TSO và DSO đều liên lạc trực tiếp với các đơn vị vận hành máy phát. Việc trao đổi công suất phản kháng tối ưu giữa TSO và DSO có thể đạt được bằng cách chỉ định các điểm điều khiển điện áp hoặc công suất phản kháng tối ưu tại điểm đấu nối chung (PCC).

• Khả năng điều khiển và khả năng quan sát của DER: Tăng cường khả năng quan sát mạng lưới của DSO đồng nghĩa với việc tăng cường trao đổi dữ liệu giữa hai bên để TSO có cái nhìn về dòng công suất ngay cả trên mạng lưới không thuộc quyền hạn của mình nhằm nâng cao hiệu quả các hoạt động điều độ.

Nghiên cứu [4] trước tiên áp dụng đường đặc tính khả năng phát (capability curve) tùy chỉnh cho từng loại nguồn DER để mô tả hành vi đặc trưng của chúng, sau đó tổng hợp các nguồn này tại điểm đấu nối ở trạm biến áp trung gian (PS). Nghiên cứu [5] phát triển khái niệm này bằng cách đưa thêm yếu tố phụ thuộc thời gian vào khả năng phát tổng hợp, yếu tố này một lần nữa phụ thuộc vào loại hình linh hoạt. Những đường đặc tính này sau đó được nghiên cứu [6] sử dụng trong bài toán dòng công suất tối ưu (OPF) trên lưới điện để kiểm chứng khả năng cung cấp hoặc hấp thụ công suất tác dụng và phản kháng nhằm giải quyết các vi phạm ràng buộc lưới điện. Hình 2-1 trình bày một mô hình điều phối mới, được xây dựng bằng cách kết hợp và mở rộng các thông tin nêu trên.

Hình 2-1: Mô hình phối hợp TSO-DSO

Hình 2-1 trình bày một mô hình điều phối mới, được phát triển bằng cách kết hợp và mở rộng các thông tin trên. Mô hình sử dụng cách tiếp cận từ trên xuống (top-down), trong đó TSO khởi chạy một bài toán dòng công suất tối ưu (OPF) trên mạng lưới của mình. Nếu một ràng buộc kỹ thuật bị vi phạm, TSO sẽ chính thức hóa một yêu cầu linh hoạt gửi tới DSO, chỉ định điểm đặt (set point) mới cần đáp ứng. Điểm đặt của TSO gửi tới DSO là một chuỗi gồm hai biến số (P_flex, Q_flex). Các chỉ số sau đây đặc trưng cho mô hình chào linh hoạt:

• P_upward: Công suất tác dụng do các DER cung cấp có thể phát ngược lên lưới điện DSO; được giả định là giá trị dương.
• P_downward: Công suất tác dụng mà các DER có thể không cung cấp (giảm phát) để làm giảm dòng công suất tác dụng trên lưới điện; được lấy giá trị âm.
• Q_upward: Công suất phản kháng do các DER cung cấp có thể phát vào lưới điện DSO; được lấy giá trị dương
• Q_downward: Công suất phản kháng mà DER có thể hấp thụ; theo quy ước được lấy giá trị âm.

Bài toán dòng công suất tối ưu (OPF) do DSO thực hiện có thể tìm ra (nếu khả thi) một điểm vận hành tối ưu mới trên lưới điện của DSO nhằm đáp ứng các điểm đặt (set points) do TSO gửi đến để giải quyết tình trạng nghẽn mạch. Nếu thuật toán không thể đáp ứng hoàn toàn yêu cầu của TSO, hệ thống sẽ phản hồi tỷ lệ phần trăm (nghẽn mạch) mà nó có thể giải tỏa được.

Quy trình được mô tả này là một cách tiếp cận mang tính vận hành; tuy nhiên, các đường đặc tính linh hoạt tiêu chuẩn (theo tháng, tuần, ngày) có thể được triển khai để tính đến sự biến thiên của các nguồn DER (ví dụ: ngày, đêm, mùa hè, mùa đông), từ đó cung cấp một cách tiếp cận mang tính lập kế hoạch cho việc điều phối TSO/DSO. Ưu điểm của mô hình này là TSO và DSO tối ưu hóa mạng lưới của họ một cách độc lập; do đó, việc trao đổi dữ liệu giữa hai thực thể chỉ liên quan đến yêu cầu của TSO gửi cho DSO, mà không yêu cầu DSO phải chia sẻ các thông tin nhạy cảm về cấu trúc mạng lưới của mình với TSO.

3. Phương pháp luận để có được đường đặc tính khả năng phát

Phương pháp luận để có được đường đặc tính công suất của một nguồn linh hoạt cụ thể được minh họa như sau:

Hình 3-1: Đường đặc tính khả năng phát

Terna và Unareti cung cấp dữ liệu đầu vào cho mô hình:

• Giá trị công suất tác dụng và phản kháng trao đổi hàng giờ trong năm tại TBA trung gian: Giá trị được đưa vào là giá trị trung bình của hai năm có sẵn dữ liệu, cụ thể là năm 2020 và 2021.

• Các đường đặc tính sản lượng hàng năm theo hệ đơn vị tương đối (PU): Các đường đặc tính này được tùy chỉnh theo từng loại nguồn lực được xem xét. Để có được các đường đặc tính khớp với hệ đơn vị PU, một số phân tích chuyên sâu đã được thực hiện.

• Đường đặc tính khả năng phát (Capability curve) tùy chỉnh cho từng loại nguồn: Dựa trên các tiêu chuẩn CEI 0-16 và CEI 0-21.

• Công suất lắp đặt của từng loại nguồn phía sau TBA trung gian đang được xem xét

Các đường đặc tính khả năng phát, được tùy chỉnh theo từng loại DER, được cộng vào các giá trị P và Q trao đổi tại trạm biến áp trung gian (PS) để thu được một đường đặc tính đại diện cho nhu cầu công suất thực tế của lưới điện và các biên điều tiết bổ sung khả thi. Trong Hình 3-2, các điểm màu xanh lá cây đại diện cho các giá trị trao đổi công suất hiện trạng tại TBA trung gian đã bao gồm các dịch vụ linh hoạt hiện thời; các điểm màu đỏ đại diện cho biên linh hoạt sẵn có vào năm 2020, và các điểm màu xanh dương đại diện cho tính linh hoạt dự kiến vào năm 2030, được tính toán bằng cách nội suy các kịch bản đã mô tả ở trên. Từ Hình 3-2, có thể dễ dàng nhận thấy các dịch vụ linh hoạt ảnh hưởng như thế nào đến các giá trị đo lường được tại TBA trung gian

Hình 3-2: Các giới hạn của đường đặc tính khả năng phát tổng hợp tại PS

• Các nhà máy điện mặt trời

Các tiêu chuẩn CEI quy định rằng đối với các bộ phát điện tĩnh, đường đặc tính khả năng phát của bộ nghịch lưu (inverter) phải có hình dạng "nửa vòng tròn bị giới hạn", với hệ số công suất nằm trong khoảng từ 0,9 (hấp thụ) đến 0,9 (phát ra), dẫn đến sáu điểm giới hạn vận hành; Hình 3-3 trình bày các điểm vận hành được thiết lập trong mã nguồn (code). Điện mặt trời không thể cung cấp khả năng điều chỉnh tăng công suất tác dụng P_upward, tuy nhiên, nó có thể cung cấp công suất phản kháng ngay cả khi không sản sinh công suất tác dụng. Các đường đặc tính sản lượng theo hệ đơn vị tương đối PU hàng năm được thể hiện trong Hình 3-4.

Hình 3-3: Đường đặc tính khả năng phát của PV	Hình 3-4: Sản lượng trung bình của PV với đơn vị PU

• Các nhà máy nhiệt điện

Đường đặc tính khả năng phát tùy chỉnh cho nguồn nhiệt điện được thể hiện trong Hình 3-5. Khác với điện mặt trời — nơi công suất tác dụng không thể điều chỉnh mà bị quyết định bởi bức xạ mặt trời — đối với nguồn nhiệt điện, chúng ta có thể huy động thêm một phần công suất tác dụng, phần này để cho đơn giản được gọi là năng lượng bổ sung (extra-energy), bằng hiệu số giữa công suất lắp đặt và công suất đang phát.

Trong tiêu chuẩn CEI 0-16, có sự phân biệt giữa các nguồn có công suất lắp đặt lớn hơn hoặc nhỏ hơn 400 kW; sự phân biệt này đã được xem xét và đưa vào trong mã nguồn (code). Các đường đặc tính sản lượng theo hệ đơn vị tương đối (PU) hàng năm đối với công suất lắp đặt cao hơn 400 kW được trình bày trong Hình 3-6.

Hình 3-5: Đường đặc tính phát của nhà máy nhiệt điện	Hình 3-6: P.U. fitting curve

• Các nhà máy thủy điện

Một đường đặc tính khả năng phát tương tự như của các nhà máy nhiệt điện được xem xét, nhưng vì sản lượng thủy điện phụ thuộc vào sự sẵn có của nguồn nước, nên nguồn này được giả định là không có năng lượng bổ sung (extra-energy).

• Xe điện EV

Công nghệ V2G (Vehicle-to-Grid) cho phép phát năng lượng từ pin xe điện vào lưới điện, giúp tận dụng được cả bốn góc phần tư của mặt phẳng P-Q. Giả định rằng công suất biểu kiến định mức bằng với công suất tác dụng yêu cầu trong một giờ cụ thể. Đường đặc tính khả năng phát được thể hiện trong Hình 3-7.

Hình 3-7: Đường đặc tính công suất phát EVs

4. Kết quả cho TBA trung gian (PS) Milano SUD năm 2030

Phương pháp đề xuất xác định các mức biến thiên linh hoạt tối đa cho mỗi giờ (Pflex _{upward/downward}; Qflex _{upward/downward}). Cụ thể, thuật toán tính toán các giá trị này cho tất cả các điểm xác định đường đặc tính khả năng phát (capability curve) của từng loại nguồn năng lượng phân tán (DER). Sau đó, thuật toán sẽ lựa chọn các mức biến thiên tối đa và tối thiểu so với giá trị công suất đo lường thực tế tại TBA trung gian. Bảng 3-1 trình bày các giá trị linh hoạt tối đa đạt được vào năm 2030, cùng với phần đóng góp tương ứng từ mỗi nguồn DER.

Hình 3-8 trình bày xu hướng linh hoạt tối đa (điều chỉnh tăng và giảm) đối với công suất tác dụng và phản kháng trong suốt cả năm. Công suất phản kháng, nhờ vào khả năng điều chỉnh của các máy điện và bộ nghịch lưu, duy trì ở mức ổn định quanh năm. Ngược lại, khi xét đến công suất tác dụng trong các tháng mùa đông, do sản lượng nhiệt điện ở mức cao nên khả năng điều chỉnh tăng P_upward thấp hơn so với mùa hè; vì vậy trong mùa đông, chỉ có sự đóng góp linh hoạt từ xe điện (EV). Đối với khả năng điều chỉnh giảm P_downward, điện mặt trời đóng góp chủ yếu và hỗ trợ xu hướng này vào mùa hè, thời điểm các nhà máy nhiệt điện vận hành ít hơn. Sự đóng góp của các nhà máy thủy điện tại TBA trung gian (PS) đang xét là không đáng kể.

Hình 3-8: Tổng khả năng điều chỉnh linh hoạt P,Q

Để phục vụ mục tiêu lập lịch vận hành mạng lưới (programming the network), từ đó cung cấp các đường đặc tính và giá trị thể hiện xu hướng điển hình, bên cạnh các kết quả đã đạt được ở trên, phương pháp đề xuất còn có thể cung cấp các thông tin chi tiết hơn, như tính linh hoạt theo tháng (Hình 3-9), xu hướng theo khung giờ ngày – đêm, hoặc tính linh hoạt theo ngày (Hình 3-10) 

Hình 3-9: Pupward và Pdownward hằng tháng	Hình 3-10: Pupward   hằng ngày

Trong Hình 3-11, một phân phối chuẩn thống kê được áp dụng cho các giá trị linh hoạt năm 2030 thu được từ mã nguồn, đại diện cho xác suất xuất hiện một giá trị linh hoạt cụ thể trong năm. Có thể quan sát thấy rằng, do nguồn nhiệt điện chỉ khai thác hết công suất lắp đặt trong một vài tháng mỗi năm, nên tính linh hoạt điều chỉnh tăng mà nó có thể cung cấp là rất lớn và đáng kể, tiệm cận mức tối đa (27,39 MW trong trường hợp thực tế).

Hình 3-11: P_upward/ P_downward phân phối vào năm 2030

5. Nghiên cứu điển hình

Phương pháp đề xuất trong chương trước được áp dụng cho tất cả các trạm biến áp (TBA) trung gian (PS) tại Milan để xác định liệu các nguồn DER lắp đặt trong mạng lưới phân phối của Unareti có thể giải quyết các ràng buộc trên lưới điện truyền tải hay không. Để thiết lập các ngưỡng linh hoạt có ý nghĩa từ góc độ đơn vị vận hành hệ thống truyền tải (TSO), các giá trị tối thiểu sau đây đã được xem xét:

• 10 MVAR biến thiên công suất phản kháng tại một TBA trung gian là mức cần thiết để tạo ra sự thay đổi điện áp đáng kể tại chính TBA đó. Ví dụ, trong tình trạng phụ tải thấp, biến thiên 10 MVAR tại một TBA ở khu vực Milan có thể gây ra sự thay đổi điện áp khoảng 0,5 kV trên thanh cái 220 kV của chính trạm đó, theo các mô phỏng của Terna.

• 10 MW là mức biến thiên công suất tác dụng tối thiểu tại một TBA trung gian cần thiết để tạo ra sự thay đổi đáng kể dòng công suất trên các đường dây xuất tuyến từ trạm đó.

Dựa trên các mục tiêu lập kế hoạch này, các giá trị linh hoạt tối đa cho mỗi bản chào vào năm 2030 được trình bày trong Bảng 4-1.

Table 4-1: PSs flexibility offers

Khả năng sẵn có của công suất tác dụng điều chỉnh giảm (downward active power) vào năm 2030 từ các TBA trung gian khác nhau được trình bày chi tiết trong Hình 4-1. Cách biểu diễn này giúp dễ dàng quan sát thấy bản chào linh hoạt có sự phân hóa mạnh mẽ giữa các TBA, đồng thời làm nổi bật thực tế là một số trạm không đạt tới ngưỡng tối thiểu -10 MW cần thiết để đóng góp cụ thể cho TSO. Hình vẽ cũng cho thấy rõ ràng sự đóng góp của các loại hình DER khác nhau.

Hình 4-1: Available P_flex downward in PSs

kết luận

Các kết quả chỉ ra rằng không phải tất cả các nguồn DER được tổng hợp dưới mỗi TBA trung gian tại khu vực Milan đều có thể cung cấp dịch vụ linh hoạt cho TSO. Cụ thể:

• Về điện áp: DER có thể hỗ trợ hiệu quả việc điều chỉnh điện áp tại hầu hết các nút thông qua việc tăng đáng kể trao đổi công suất phản kháng (bằng cách bơm thêm hoặc hấp thụ công suất phản kháng từ lưới điện).

• Về công suất tác dụng: Tại hầu hết các TBA trung gian, DER có thể hỗ trợ TSO chủ yếu bằng cách cắt giảm sản lượng phát (giảm công suất đầu ra), từ đó giúp quản lý các tình trạng dư thừa công suất tiềm tàng trên lưới điện quốc gia.

• Hạn chế: Việc phát thêm công suất tác dụng bổ sung vào mạng lưới bị hạn chế do giá trị P_upward thấp và độ nhạy yếu quan sát được tại điểm đấu nối chung (PCC).

Tuy nhiên, việc tổng hợp các khả năng của DER vẫn mang lại giá trị lớn cho TSO, vì nó cho phép đánh giá rõ ràng hơn về tính linh hoạt ở cấp độ DSO và hỗ trợ công tác quy hoạch hệ thống trong tương lai. Các hướng phát triển tiếp theo của nghiên cứu này có thể bao gồm việc mở rộng phân tích để tính đến:

1. Hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS).

2. Thiết bị bù tĩnh (STATCOM).

3. Bộ đổi nấc phân áp của máy biến áp cao áp/trung áp (HV/MV tap-changers).

4. Cấu hình lại mạng lưới trong tổng thể tiềm năng linh hoạt.

Hơn nữa, ảnh hưởng của DER đối với các vùng mạng lưới cụ thể có thể được đặc trưng hóa thông qua phân tích độ nhạy khu vực 

Tài liệu tham khảo

[1] Terna. Codice di Rete 2025

[2] Terna. Piano di Sviluppo 2025

[3] Unareti. Piano di Sviluppo 2025

[4] D. A. Contreras, K. Rudion.Improved Assessment of the Flexibility Range of Distribution Grids Using Linear Optimization. IEEE. 2018

[5] D. A. Contreras, K. Rudion.Time-Based Aggregation of Flexibility at the TSO-DSO Interconnection Point.IEEE. 2019

[6] S.Muller, K. Rudion. Improved Congestion Management Using Aggregated Flexibility at the TSO-DSO Interface. IEEE. 2021.

Source: CIGRE.ORG