Ứng dụng HVDC trong việc nâng cao khả năng truyền tải và ổn định hệ thống điện Việt Nam

TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CƠNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 1 ỨNG DỤNG HVDC TRONG VIỆC NÂNG CAO KHẢ NĂNG TRUYỀN TẢI VÀ ỔN ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM APLLICATION OF HVDC TO VIETNAM’S POWER SYSTEM FOR TRANSMISSION CAPACITY AND STABILITY IMPROVEMENT NGUYỄN HỒNG ANH Đại học Đà Nẵng LÊ CAO QUYỀN Cơng ty CP Tư vấn Xây dựng Điện 4 TRẦN QUỐC TUẤN INPG, Pháp TĨM TẮT Bài báo này nghiên cứu về việc ứng dụng mơ hình truyền tải điện một chiều cao áp (HVDC) đối với hệ thống lưới điện 500kV, 220kV Việt Nam thơng qua việc khảo sát khả năng nâng cao cơng suất truyền tải cũng như độ ổn định quá độ. Để đánh giá được ưu và nhược điểm của mơ hình truyền tải DC so với AC, ứng dụng trong hệ thống điện Việt Nam, các thơng số của hệ thống như nhà máy (máy phát, kích từ, điều tốc, ổn định cơng suất) đường dây, máy biến áp, phụ tải của lưới điện Việt Nam được đưa vào khảo sát ở giai đoạn năm 2020 tuân theo đề án quy hoạch hệ thống điện lực Việt Nam (TSĐ VI) cũng như đề án Quy hoạch đấu nối các trung tâm nhiệt điện than tồn quốc vào hệ thống điện quốc gia. Các kết quả tính tốn trào lưu cơng suất hệ thống, ổn định quá độ được khảo sát qua phần mềm PSS/E-30. ABSTRACT This paper studies the application of HVDC transmission model to Vietnam’s 500KV, 220kV power system via the investigation into the possibility for transmission capacity and transitional stability improvement. In order to evaluate the advantages and disadvantages of HVDC transmission model compared with AC transmission model application in Vietnam’s power system, the parameters of power system such as plants (generator, excitation system, governor, capacity stability), transmission lines, transformers, additional load of Vietnam’s power system to be investigated in stage up to the year 2020 in accordance with Power Network Planning for Vietnam (the sixth Power Development Master Plan) as well as the Planning for connecting the whole country Coal-Fired Power Plants with the National Power Network. These results of load flow and transitional stability are examined with the PSS/E-30 software. 1. Giới thiệu Truyền tải điện một chiều cao áp (HVDC) cĩ nhiều thuận lợi hơn truyền tải điện xoay chiều trong một số trường hợp đặc biệt. Áp dụng thương mại đầu tiên của truyền tải điện một chiều là đường dây nối liền giữa đất liền của Thụy Điển và đảo Gotland vào năm 1954. Kể từ đĩ việc áp dụng HVDC cĩ được bước phát triển khơng ngừng. TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CƠNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 Với sự ra đời của van thyristor, truyền tải điện HVDC trở nên hấp dẫn hơn. Hệ thống HVDC đầu tiên sử dụng van thyristor thực hiện năm 1972 gồm nối kết “lưng kề lưng” (back to back) giữa các hệ thống New Brunkswick và Quebec của Canada. Van thyristor trở thành phần tử chính của các trạm biến đổi. Các thiết bị biến đổi ngày nay cĩ kích thước trở nên gọn và giá thành giảm. Nhằm đáp ứng với tốc độ tăng trưởng trong những năm tới, ngành điện Việt Nam với định hướng phát triển đồng bộ giữa nguồn và lưới điện đã tiến hành đầu tư xây dựng hàng loạt các cơng trình nguồn điện than ở ba miền đất nước trong giai đoạn đến năm 2020 với tổng cơng suất dự kiến đến 29.000MW. Riêng ở Miền Nam khoảng 18.800MW. Theo TSĐ VI và đề án “Quy hoạch đấu nối các trung tâm nhiệt điện than Tồn Quốc vào hệ thống điện Quốc gia” để truyền tải lượng cơng suất này về trung tâm phụ tải dự kiến sẽ xây dựng hàng loạt các đường dây (DZ) 500kV. Chỉ tính riêng cụm TTNĐ than Vĩnh Tân (4400MW), nguyên tử (1000÷2000MW) sẽ xem xét xây dựng 4 mạch DZ 500kV đấu nối đến trung tâm phụ tải, ngồi ra kết hợp với các trung tâm nhiệt điện (TTNĐ) than Miền Trung (2400MW/mỗi trung tâm) như Cam Ranh, Bình Định, thủy điện (TĐ) tích năng (1200MW) cần phải xây dựng thêm ít nhất 2 đường dây mạch kép để truyền tải. Như vậy khả năng xây dựng trên 6 mạch đường dây 500kV đi vào Miền Nam, 2 mạch đi ra khu vực Miền Bắc (đường dây 500kV Bình Định kết nối đến trạm biến áp 500kV Dốc Sỏi) là khơng tránh khỏi. 2. Hệ thống điện Việt Nam [4] Hình 1. Hệ thống điện 500kV Miền Nam Việt Nam-2020 (TSĐ VI). 2 TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CƠNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 3 Hệ thống điện Việt Nam bao gồm ba miền: Bắc, Trung và Nam. Trong đĩ miền Nam vẫn chiếm ưu thế là nơi tập trung phụ tải tiêu thụ lớn nhất. Để đáp ứng nhu cầu tăng trưởng của miền Nam, đến giai đoạn năm 2020 rất nhiều đường dây 500kV dự tính sẽ được xây dựng nhằm truyền tải cơng suất nguồn điện từ Nam Trung Bộ vào cung cấp cho phụ tải tại miền Nam (hình 1). Cân bằng cơng suất phát và tiêu thụ của khu vực Nam Trung Bộ như bảng sau: Bảng 1: Cân bằng cơng suất nguồn và phụ tải khu vực Nam Trung Bộ STT Địa danh Cơng suất (MW) 2010 2015 2020 1 Khánh Hồ + Bình Định thừa (+), thiếu (-) -190 -85 3431 Nguồn điện 246 956 5156 Nhiệt điện Bình Định 2400 Nhiệt điện Cam Ranh 600 2400 Thuỷ điện khu vực (Vĩnh Sơn, Sơng Hinh, Hạ Sơng Ba) 246 356 356 Phụ tải 536 1041 1725 2 Ninh Thuận & Bình Thuận thừa (+), thiếu (-) 644 3729 6534 Nguồn điện 937 4337 7537 Nhiệt điện Vĩnh Tân 0 3400 4400 Điện hạt nhân #1 0 0 1000 Thuỷ điện khu vực (Đa Nhim, Đại Ninh, Hàm Thuận, Đa My) 937 937 937 Thuỷ điện tích năng 1200 Phụ tải 293 608 1003 3 Tổng nguồn khu vực 1183 5293 12693 Tổng phụ tải khu vực 829 1649 2728 Cân bằng khu vực, thừa (+), thiếu (-) 354 3644 9965 Theo đĩ tổng cơng suất thừa cần truyền tải sang khu vực khác từ các nhà máy điện tại khu vực Nam Trung Bộ khoảng 3200MW năm 2015 và 9900MW năm 2020. 3. Mơ hình tính tốn của hệ thống HVDC [1], [3] 3.1. Cấu hình của hệ thống HVDC a) Kết nối đơn cực: Hệ thống này dùng một dây dẫn, thường sử dụng cực tính âm. Đường trở về cĩ thể dùng đất hay nước. Hình 2: Kết nối đơn cực. b) Kết nối lưỡng cực: Kết nối này cĩ hai dây: một dương và một âm. Mỗi đầu đều cĩ bộ biến đổi điện áp định mức bằng nhau mắc nối tiếp về phía một chiều. TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CƠNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 Hình 3: Kết nối lưỡng cực. Ngồi ra cịn cĩ mơ hình kết nối đồng cực gồm hai hay nhiều dây cĩ cùng cực tính. 3.2. Hệ phương trình truyền tải điện HVDC Hình 4: Mạch tương đương truyền tải HVDC. Theo [3], phía chỉnh lưu : )cos23( dcracrrdr IRENV −= απ Phía nghịch lưu: )cos23( dciacirdi IRENV −= γπ Dịng điện một chiều đi từ chỉnh lưu đến nghịch lưu : L didr d R VVI −= Trong đĩ: Nr : số cầu mắc nối tiếp RL : điện trở đường dây DC. Eacr , Eaci : điện áp dây hiệu dụng AC phía chỉnh lưu và nghịch lưu α : gĩc kích trễ ; γ : gĩc cắt trước. Rcr, Rci : điện trở chuyển mạch tương đương bộ chỉnh lưu và nghịch lưu. 3.3. Mơ hình điều khiển HVDC trong bài tốn phân tích ổn định [2]: Sơ đồ thuật tốn điều khiển của bộ điều khiển trạm chỉnh và nghịch lưu sử dụng trong khảo sát là mơ hình CDC4 trong thư viện chuẩn của chương trình mơ phỏng PSS/E- 30, Cơng ty PTI (Mỹ). 4 TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CƠNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 5 Hình 5: Mơ hình điều khiển trạm chỉnh lưu và nghịch lưu 4. Ứng dụng HVDC cho hệ thống điện Việt Nam Từ Lào đến 1000-j600 Mỹ Tho -153.6-j665.7 1163.6+j191.6 2x(1000+j201.1 600+j168.3 1000+j215.72x( 2x( 600+j200.6 Hệ thống điện 500kV Miền Nam năm 2020 Mô hình truyền tải AC Củ Chi NĐ Kiến Lương Đức Hoà Phú Lâm Thốt Nốt NĐ.Ô Môn NĐ.Sóc Trăng NĐ.Trà Vinh Phú Mỹ NĐ.Phú Mỹ NĐ. Sơn Mỹ Sông Mây Thủ Đ.Bắc Nhà Bè Tân Định Cầu Bông Mỹ Phước Tây Ninh Đồng Nai 3,4,5 Đăk Tik Đăk Nông Bắc Bình Đại Ninh NĐ Nguyên Tử NĐ Vĩnh Tân NĐ Cam Ranh NĐ Bình Định TĐ Tích NăngDốc SỏiThạnh Mỹ 24 80 .6 + j1 71 .2 303.2+j609.4 380.1+j85.7 21 28 + j2 12 .2 2x( 1000+j306.5 -6 24 .6 -j 34 .4 222.2kV 23 9. 6- j1 77 .4 -4 35 .8 + j1 03 .4 -3 62 .4 -j 35 4x (3 00 + j1 25 .1 4x( 512.3kV 719.2-j21.6 180+j15.6 2609.8+j133.8 1413.6-j321 512.2kV 510.3kV 600-j163.43x( 705.4+j458.0 432-j286.6 214.1kV 13 13 .4 + j1 31 .8 431.1-j138.9 492.2kV 224.4kV 488.7kV 1000+j301 1000+j341.0 518.9kV 969.8+j184.3 233.3kV 82 1. 8- j6 5. 5 988.1+j85.3 436.9+j37.9 483.2kV 17 03 + j6 55 214.9kV 1000+j263.2 3x( 600+j206.7 1653.4+j222.4 Yaly PleiKu Di Linh 502.7kV 230.6kV 19 85 .1 + j8 86 .5 479.9kV 221.4kV 231.9kV 1 27 7. 7+ j6 78 55 9. 6+ j1 99 .8 26.6+j171.4 508.3kV 917.8-j73.4 -1 54 .4 -j 46 2. 8 1844.8-j235.2 507.1kV 2x( 217.7kV 571-j178.8 63 1. 1- j9 6 10 80 .1 + j9 2. 8 292.2-j43.6 235.8kV 511.9kV 368.8-j94.2 499.5kV 234.0kV 76.4+j144.4 429.5+j237.8 130+j10.3 41 59 .8 + j9 96 75 .3 + j1 24 .4 53 6. 7+ j1 53 .3 23 56 + j5 95 1023.2+j333.2 2346+j612 218.5kV 483.7kV 25 93 .2 + j1 46 2. 5 223.3kV 487.7kV 600+j264.62x( 932.2+j115.6 516.8kV 229.5kV 226.3kV -2 39 .9 + j1 0. 4 514.8kV 16 96 + j3 01 .2 215.4kV 486.7kV 489.2+j56.5 479.9kV 2430.3+j582 1065.3+j188.2 355.8+j660.6 15 63 .6 + j6 90 .8 1062.8+j432.4 15 21 .3 -j 23 0. 4 221.5kV 486.6kV 150+j100.03x( 240+j153.86x( 493.7kV 2885+j628 1322.2+j682 487.2kV 230.5kV -314+j165.7 235.4kV 515.1kV 481.4kV 14 89 .5 + j9 30 .9 222.1kV -1 96 -j 12 3. 1 508.1kV 236.9kV 280+j168.07x( 1835-j213 230.4kV 516.8kV Se San 3, 3A, 4 34769MW 913MWLosses: Pmax_MN: Hình 6: Phân bố cơng suất lưới điện 500kV Miền Nam năm 2020-mơ hình HVAC Theo [4], khu vực Nam Trung Bộ sẽ xây dựng rải rác một số nhà máy nhiệt điện, thuỷ điện và truyền tải về Miền Nam bằng mơ hình điện áp xoay chiều 500kV (HVAC). TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CƠNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 Cơng suất và vị trí các nguồn điện xem ở bảng 1 và hình 1. Hình 7 cho kết quả trào lưu cơng suất lưới điện 500kV ở Miền Nam năm 2020. Truyền tải với mơ hình HVAC cho thấy đối với các đường dây 500kV từ NĐ Bình Định đi Di Linh là các đường dây khá dài và tập trung các nguồn điện cơng suất lớn như trung tâm nhiệt điện (TTNĐ) than Bình Định, Cam Ranh, TĐ tích năng, do đĩ khi sự cố trên các đoạn đường dây này, đặc biệt là đoạn đường dây truyền tải cơng suất cao như 500kV TĐ tích năng Di Linh, sẽ gây ra các dao động cơng suất lớn và kéo dài, cĩ thể gây mất ổn định nếu thời gian loại trừ sự cố lớn. Khả năng hệ thống phục hồi sau sự cố trên tuyến đường dây này cĩ thể kém. Nhằm kiểm chứng nhận định trên khảo sát ổn định động với trường hợp sự cố 3 pha vĩnh cửu trên tuyến đường dây 500kV Di Linh đi TĐ tích năng, điểm sự cố gần thanh cái 500kV TĐ tích năng (với sự cố này tồn bộ hơn 2600MW cung cấp cho miền Nam bị mất trong khoảng thời gian sự cố) cho thấy dao động gĩc pha của các tổ máy phát đấu nối trên mạch kép 500kV đường dây như NĐ than Bình Định, Cam Ranh, TĐ tích năng ban đầu đi về ổn định tuy nhiên khảo sát càng về sau dao động gĩc pha của các tổ máy này cĩ xu hướng càng lúc càng tăng cao, khả năng phục hồi hệ thống thấp. Hình 7: Dao động điện áp, cơng suất, gĩc pha máy phát trường hợp sự cố vĩnh cữu trên DZ 500kV Di Linh-TĐ tích Năng (đĩng lặp lại khơng thành cơng),điểm sự cố gần thanh cái 500kV TĐ tích năng. 6 TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CƠNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 7 Mỹ Tho 1000-j640 Từ Lào đến Tân Thành Thủ Đ.Bắc -270.5-j351.2 -37.1+j38.9 979.6+j253.8 6x( 240+j153.8 3x( 150+j100.0 502.3kV 13 02 .3 + j7 94 .4 235.0kV NĐ.Phú Mỹ Phú Mỹ 235.7kV -307.4+j146.8 NĐ.Trà Vinh 600+j144.12x( 2x( 1000+j166.6 13 74 .2 + j1 92 .4 2x( 523.6kV 230.2kV 1798.8-j312.8 7x( 280+j168.0 237.4kV 516.8kV -2 00 -j 19 1. 9 224.7kV 15 37 .8 + j1 16 9. 4 493.2kV 518.1kV 230.6kV 498.3kV 1314+j574.6 2891.6+j409.4 497.6kV 224.8kV 15 61 .5 -j 72 .3 16 07 .2 + j5 97 .8 270.9+j337.6 1084.8+j68.2 2506.2+j846.9 493.0kV 534.4-j37.6 219.8kV1 51 1. 8+ j2 21 221.4kV 2x( 514.8kV1860-j289.8 -1 39 .2 -j 30 3. 6 913.8-j189 517.6kV 73.2+j77.8 57 4. 2+ j1 70 .2 221.7kV 494.1kV 18 93 .3 + j1 18 .8 2103.2+j596.8 1000+j139.7 221.1kV 18 47 + j7 75 .2 499.6kV 458.8-j103.9 85 9. 7- j6 4. 1 232.0kV 501.3kV 227.3kV 503.8kV 440.7-j96.3 218.3kV 441.6-j252.6 802.2+j516.2 380.3+j51.3 89.8+j165.6 24 23 -j 14 4. 8 Tây Ninh Mỹ Phước Cầu Bông Tân Định Nhà Bè NĐ.Sóc Trăng NĐ.Ô Môn Thốt Nốt Phú Lâm Đức Hoà NĐ Kiến Lương Củ Chi 600+j42.6 1000+j75.0 1167.8+j151.4 4x( 1000+j537.4 4912.4+j1790.2 2459.6+j762 505.7kV 511.3+j51.3 Hệ thống điện 500kV Miền Nam năm 2020 Mô hình truyền tải DC NĐ. Sơn Mỹ Sông Mây Đồng Nai 3,4,5 Đăk Tik Đăk Nông Bắc Bình Đại Ninh NĐ Cam Ranh NĐ Bình Định Dốc SỏiThạnh Mỹ 674.6-j21.4 -2 17 .4 + j2 45 .4 226.9kV 26 18 -j 32 5. 2 -3 15 .1 -j 4. 1 -3 79 .7 -j 58 .7 4x( 515.2kV 719.2-j57.4 180+j6.5 499.7kV 600+j360.02x( 745.3+j0.2 3x( 600+j150.2 Yaly PleiKu Di Linh 510.4kV 232.8kV 1020.6-j336.9 34 8. 7- j1 68 .9 356.6-j61 236.7kV 515.0kV 400.4-j144.8 510.0kV 237.7kV 19 8. 8+ j1 03 .4 970.4+j13.6 7500MW 10 1. 9+ j1 36 .6 50 3. 1+ j8 1. 8 23 58 + j5 99 .2 974.3+j225.9 2348.1+j619.5 222.3kV 492.0kV 26 25 .3 + j1 48 8 227.3kV 495.9kV 227.1kV -3 22 .3 + j1 0. 6 517.8kV 494.2kV Se San 3, 3A, 4 34769MW 850MWLosses: Pmax_MN: Hình 8: Phân bố cơng suất lưới điện 500kV Miền Nam năm 2020-mơ hình HVDC Như vậy cĩ thể thấy việc triển khai xây dựng quá nhiều trung tâm và truyền tải bằng nhiều đường dây 500kV cĩ thể sẽ khơng khả thi bằng việc xây dựng một hoặc hai trung tâm cơng suất lớn và sử dụng mơ hình truyền tải HVDC. Mơ hình HVDC sẽ nâng cao khả năng phục hồi ổn định hệ thống sau sự cố, đồng thời giảm chi phí xây dựng do khơng phải thực hiện đầu tư các nguồn điện rải rác. Hình 8 trình bày kết quả tính tốn đối với mơ hình nguồn nhiệt điện tập trung và truyền tải về trung tâm phụ tải bằng hệ thống điện một chiều HVDC trong đĩ: + Xây dựng TTNĐ than Bình Định (5.200MW) và Cam Ranh (6.400MW). + Xây dựng trạm hai trạm biến đổi, cơng suất mỗi trạm là 9.000MVAr tại Cam Ranh và Tân Thành. + TTNĐ than Bình Định đấu nối Cam Ranh bằng đường dây 500kV AC mạch kép dài 280km. + Đấu nối giữa trạm chỉnh lưu tại TTNĐ than Cam Ranh với trạm nghịch lưu tại Tân Thành bằng 3 đường dây DC lưỡng cực ± 800kV, dài 320km. + Từ trạm nghịch lưu Tân Thành truyền tải về trung tâm phụ tải bằng đường dây 500kV AC mạch kép Tân Thành - Mỹ Phước dài 28km và Tân Thành - Sơng Mây dài 18km. Với mơ hình HVDC, xem xét sự cố trầm trọng nhất là ngắn mạch 3 pha vĩnh cửu trên DZ 500kV AC từ NĐ Bình Định đi NĐ Cam Ranh, điểm sự cố gần trạm chỉnh lưu, với sự cố này tồn bộ 7500MW cung cấp cho Miền Nam bị mất trong khoảng thời gian sự cố. Khảo sát dao động gĩc pha các tổ máy tại TTNĐ than Bình Định và TTNĐ than Cam Ranh cho thấy dao động tắt nhanh và đi về ổn định sau thời gian khoảng 20sec (hình 9). TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CƠNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 Hình 9: Dao động điện áp, gĩc pha máy phát trường hợp sự cố vĩnh cữu trên DZ 500kV NĐ Bình Định-NĐ Cam Ranh (đĩng lặp lại khơngthành cơng), điểm sự cố gần thanh cái 500kV NĐ Cam Ranh (RECTIFIER). Hình 10: Dao động cơng suất DC tại đầu chỉnh lưu, gĩc cắt trước, gĩc kích trễ trường hợp sự cố vĩnh cữu trên DZ 500kV NĐ Bình Định-NĐ Cam Ranh (đĩng lặp lại khơng thành cơng), điểm sự cố gần thanh cái 500kV NĐCam Ranh (RECTIFIER). 8 TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CƠNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 9 Quan sát các dao động gĩc điều khiển α và γ trong mơ hình điều khiển CDC4 cĩ thể thấy: trước khi sự cố giá trị gĩc kích trễ chỉnh lưu α=15.380, gĩc cắt trước nghịch lưu γ=16.760. Trong khoảng thời gian giữa hai lần sự cố, dao động α trong khoảng giá trị (4.980 , 21.350) và γ trong khoảng giá trị (14.920 ,16.960). Tại các thời điểm sự cố bộ điều khiển CDC4 sẽ kích khố bằng cách phát xung điều khiển đặt α và γ đến 900. Với cách điều khiển này sẽ hạn chế được dao động cơng suất của hệ thống điện đấu nối sau trạm nghịch lưu và gĩp phần làm giảm dao động chung của tồn hệ thống. Nhận xét: Đánh giá trên phương diện kỹ thuật: Mơ hình truyền tải HVDC đã nâng cao được cơng suất truyền tải, giảm tổn thất hệ thống, bên cạnh đĩ khảo sát liên quan đến vấn đề ổn định động đối với các trường hợp sự cố trầm trọng cho thấy dao động gĩc của các máy phát cũng như cơng suất trong hệ thống với mơ hình truyền tải DC giảm rất nhanh và đi về ổn định, trong khi đĩ hệ thống truyền tải với mơ hình AC hình ảnh dao động gĩc máy phát kéo dài và cĩ xu hướng mất ổn định. Bên cạnh đĩ với việc truyền tải độc đạo bằng đường dây DC, sẽ giảm thiểu được xác suất sự cố so với mơ hình HVAC. Đánh giá trên phương diện kinh tế: Với mơ hình DC do chỉ cần tập trung xây dựng 2 trung tâm nhiệt điện than tại miền Trung và truyền dẫn cấp cho nhu cầu phụ tải bằng các đường dây DC nên khối lượng lưới điện đầu tư thấp hơn so với mơ hình AC. Mơ hình này là xây dựng nguồn điện tập trung nên rất thuận lợi cho triển khai đầu tư cũng như rút ngắn được thời gian xây dựng do hạn chế được các phát sinh đền bù và yêu cầu hành lang tuyến. Tính tốn cho thấy nếu đầu tư xây dựng hàng loạt các NMĐ dọc khu vực Nam Trung Bộ truyền tải bằng cấp điện áp xoay chiều 500kV sẽ dẫn đến khối lượng đầu tư rất cao, chi phí xây dựng, giải phĩng mặt bằng tăng nhiều hơn so với truyền tải DC. 5. Kết luận Phương án truyền tải cụm nhà máy ở khu vực Nam Trung Bộ bằng cấp điện áp xoay chiều 500kV, đặc biệt là truyền tải cơng suất từ các NMNĐ than ở khu vực miền Trung về miền Nam cĩ khả năng phục hồi sau sự cố kém và khơng đáng tin cậy đối với các trường hợp sự cố 3 pha trên các đường truyền cơng suất lớn. Tập trung xây dựng một vài trung tâm NĐ than cơng suất lớn và truyền tải về trung tâm phụ tải bằng mơ hình DC sẽ nâng cao khả năng truyền tải, giảm tổn thất. Đặc biệt với mơ hình truyền tải này đảm bảo nâng cao độ ổn định động của hệ thống điện Việt Nam cũng như giảm thiểu chi phí đầu tư xây dựng lưới điện. TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Power System Stability And Control – PRABHA KUNDUR- Nhà xuất bản McGraw- Hill, Inc, 1994. [2] PSS/ETM 30 – Volume I, II Program Application Guide – Power technologies, INC. [3] Hệ thống điện truyền tải và phân phối - Hồ Văn Hiến - Nhà xuất bản Đại học Quốc Gia Tp. Hồ Chí Minh. [4] Quy hoạch đấu nối các trung tâm nhiệt điện than Tồn Quốc vào hệ thống điện Quốc gia- Tập 1, 2 tháng 11/2007: Viện Năng Lượng.