Báo cáo nghiên cứu khoa học: "ỨNG DỤNG HVDC TRONG VIỆC NÂNG CAO KHẢ NĂNG TRUYỀN TẢI VÀ ỔN ĐỊNH HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM" ppt

TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG 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
Công ty CP Tư vấn Xây dựng Điện 4
TRẦN QUỐC TUẤN
INPG, Pháp

TÓM TẮT
Bài báo này nghiên cứu về việc ứng dụng mô hình truyền tải điện một chiều cao
áp (HVDC) đối với hệ thống lưới điện 500kV, 220kV Việt Nam thông qua việc
khảo sát khả năng nâng cao công suất truyền tải cũng như độ ổn định quá độ. Để
đánh giá được ưu và nhược điểm của mô hình truyền tải DC so với AC, ứng
dụng trong hệ thống điện Việt Nam, các thông số của hệ thống như nhà máy
(máy phát, kích từ, điều tốc, ổn định công 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 toàn quốc vào hệ thống điện quốc gia. Các
kết quả tính toán trào lưu công 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) có 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 đó việc áp dụng HVDC có được bước phát triển không ngừng.
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG 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 có
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 công trình nguồn điện than ở ba miền đất nước trong giai đoạn đến năm
2020 với tổng công 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 Toàn
Quốc vào hệ thống điện Quốc gia” để truyền tải lượng công 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, ngoài 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 không 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 CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008

3
Hệ thống điện Việt Nam bao gồm ba miền: Bắc, Trung và Nam. Trong đó 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 công suất nguồn điện từ Nam Trung Bộ vào cung cấp cho
phụ tải tại miền Nam (hình 1).
Cân bằng công suất phát và tiêu thụ của khu vực Nam Trung Bộ như bảng sau:
Bảng 1: Cân bằng công suất nguồn và phụ tải khu vực Nam Trung Bộ
STT Địa danh
Công suất (MW)
2010 2015 2020
1
Khánh Hoà + 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, Sông Hinh, Hạ Sông 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 đó tổng công 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. Mô hình tính toán 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 có
thể dùng đất hay nước.

Hình 2: Kết nối đơn cực.
b) Kết nối lưỡng cực:
Kết nối này có hai dây: một dương và một âm. Mỗi đầu đều có bộ biến đổi điện áp
định mức bằng nhau mắc nối tiếp về phía một chiều.
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008

Hình 3: Kết nối lưỡng cực.
Ngoài ra còn có mô hình kết nối đồng cực gồm hai hay nhiều dây có 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 :
)cos
23
(
dcracrrdr
IRENV −=
α
π

Phía nghịch lưu:
)cos
23
(
dciacirdi
IRENV −=
γ
π

Dòng điện một chiều đi từ chỉnh lưu đến nghịch lưu :
L
didr
d
R
VV
I
−
=

Trong đó:
N
r
: số cầu mắc nối tiếp
R
L
: điện trở đường dây DC.
E
acr
, E
aci
: điện áp dây hiệu dụng AC phía chỉnh lưu và nghịch lưu
α : góc kích trễ ; γ : góc cắt trước.
R
cr
, Rci : điện trở chuyển mạch tương đương bộ chỉnh lưu và nghịch lưu.
3.3. Mô hình điều khiển HVDC trong bài toán phân tích ổn định [2]:
Sơ đồ thuật toán điều khiển của bộ điều khiển trạm chỉnh và nghịch lưu sử dụng
trong khảo sát là mô hình CDC4 trong thư viện chuẩn của chương trình mô phỏng PSS/E-
30, Công 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 Đònh
Cầu Bông
Mỹ Phước
Tây Ninh
Đồng Nai 3,4,5
Đăk Tik
Đăk Nông

Bắc Bình
Đại Ninh
NĐ Nguyên Tử
NĐ Vónh Tân
NĐ Cam Ranh
NĐ Bình Đònh
TĐ Tích Năng
Dốc Sỏi
Thạnh Mỹ
2480.6+j171.2
303.2+j609.4
380.1+j85.7
2128+j212.2
2x(
1000+j306.5
-624.6-j34.4
222.2kV
239.6-j177.4
-435.8+j103.4
-362.4-j35
4x(
300+j125.1
4x(
512.3kV
719.2-j21.6
180+j15.6
2609.8+j133.8
1413.6-j321
512.2kV
510.3kV

600-j163.4
3x(
705.4+j458.0
432-j286.6
214.1kV
1313.4+j131.8
431.1-j138.9
492.2kV
224.4kV
488.7kV
1000+j301
1000+j341.0
518.9kV
969.8+j184.3
233.3kV
821.8-j65.5
988.1+j85.3
436.9+j37.9
483.2kV
1703+j655
214.9kV
1000+j263.2
3x( 600+j206.7
1653.4+j222.4
Yaly
PleiKu
Di Linh
502.7kV
230.6kV
1985.1+j886.5

479.9kV
221.4kV
231.9kV
1277.7+j678
559.6+j199.8
26.6+j171.4
508.3kV
917.8-j73.4
-154.4-j462.8
1844.8-j235.2
507.1kV
2x(
217.7kV
571-j178.8
631.1-j96
1080.1+j92.8
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
4159.8+j996
75.3+j124.4
536.7+j153.3
2356+j595
1023.2+j333.2

2346+j612
218.5kV
483.7kV
2593.2+j1462.5
223.3kV
487.7kV
600+j264.6
2x(
932.2+j115.6
516.8kV
229.5kV
226.3kV
-239.9+j10.4
514.8kV
1696+j301.2
215.4kV
486.7kV
489.2+j56.5
479.9kV
2430.3+j582
1065.3+j188.2
355.8+j660.6
1563.6+j690.8
1062.8+j432.4
1521.3-j230.4
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
1489.5+j930.9
222.1kV
-196-j123.1
508.1kV
236.9kV
280+j168.07x(
1835-j213
230.4kV
516.8kV
Se San 3, 3A, 4
34769MW
913MW
Losses:
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 CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008
Công suất và vị trí các nguồn điện xem ở bảng 1 và hình 1. Hình 7 cho kết quả trào lưu
công suất lưới điện 500kV ở Miền Nam năm 2020.

Truyền tải với mô 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 công suất lớn
như trung tâm nhiệt điện (TTNĐ) than Bình Định, Cam Ranh, TĐ tích năng, do đó khi sự
cố trên các đoạn đường dây này, đặc biệt là đoạn đường dây truyền tải công suất cao như
500kV TĐ tích năng Di Linh, sẽ gây ra các dao động công suất lớn và kéo dài, có 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 có 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 toàn bộ hơn 2600MW cung cấp cho miền Nam bị
mất trong khoảng thời gian sự cố) cho thấy dao động góc 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 góc pha của các tổ máy này có
xu hướng càng lúc càng tăng cao, khả năng phục hồi hệ thống thấp.

Hình 7: Dao động điện áp, công suất, góc pha máy phát trường hợp sự cố
vĩnh cữu trên DZ 500kV Di Linh-TĐ tích Năng (đóng lặp lại không
thành công),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
1302.3+j794.4
235.0kV
NĐ.Phú Mỹ
Phú Mỹ
235.7kV
-307.4+j146.8
NĐ.Trà Vinh
600+j144.12x(
2x( 1000+j166.6
1374.2+j192.4
2x(
523.6kV
230.2kV
1798.8-j312.8
7x( 280+j168.0
237.4kV
516.8kV
-200-j191.9
224.7kV
1537.8+j1169.4
493.2kV
518.1kV
230.6kV
498.3kV
1314+j574.6
2891.6+j409.4

497.6kV
224.8kV
1561.5-j72.3
1607.2+j597.8
270.9+j337.6
1084.8+j68.2
2506.2+j846.9
493.0kV
534.4-j37.6
219.8kV
1511.8+j221
221.4kV
2x(
514.8kV
1860-j289.8
-139.2-j303.6
913.8-j189
517.6kV
73.2+j77.8
574.2+j170.2
221.7kV
494.1kV
1893.3+j118.8
2103.2+j596.8
1000+j139.7
221.1kV
1847+j775.2
499.6kV
458.8-j103.9
859.7-j64.1

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
2423-j144.8
Tây Ninh
Mỹ Phước
Cầu Bông
Tân Đònh
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
Tân Đònh
Đồng Nai 3,4,5
Đăk Tik
Đăk Nông
Bắc Bình
Đại Ninh
NĐ Cam Ranh
NĐ Bình Đònh
Dốc Sỏi
Thạnh Mỹ
674.6-j21.4
-217.4+j245.4
226.9kV
2618-j325.2
-315.1-j4.1
-379.7-j58.7
4x(
515.2kV
719.2-j57.4
180+j6.5
499.7kV
600+j360.0
2x(
745.3+j0.2
3x( 600+j150.2

Yaly
PleiKu
Di Linh
510.4kV
232.8kV
1020.6-j336.9
348.7-j168.9
356.6-j61
236.7kV
515.0kV
400.4-j144.8
510.0kV
237.7kV
198.8+j103.4
970.4+j13.6
7500MW
101.9+j136.6
503.1+j81.8
2358+j599.2
974.3+j225.9
2348.1+j619.5
222.3kV
492.0kV
2625.3+j1488
227.3kV
495.9kV
227.1kV
-322.3+j10.6
517.8kV
494.2kV

Se San 3, 3A, 4
34769MW
850MW
Losses:
Pmax_MN:

Hình 8: Phân bố cơng suất lưới điện 500kV
Miền Nam năm 2020-mơ hình HVDC
Như vậy có thể thấy việc triển khai xây dựng q nhiều trung tâm và truyền tải
bằng nhiều đường dây 500kV có 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 đó:
+ 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 góc 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 CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008

Hình 9: Dao động điện áp, góc pha máy phát trường hợp sự cố vĩnh cữu
trên DZ 500kV NĐ Bình Định-NĐ Cam Ranh (đóng lặp lại khôngthành
công), điểm sự cố gần thanh cái 500kV NĐ Cam Ranh (RECTIFIER).

Hình 10: Dao động công suất DC tại đầu chỉnh lưu, góc cắt trước, góc kích trễ
trường hợp sự cố vĩnh cữu trên DZ 500kV NĐ Bình Định-NĐ Cam Ranh (đóng lặp
lại không thành công), điểm sự cố gần thanh cái 500kV NĐCam Ranh (RECTIFIER).
8
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008

9
Quan sát các dao động góc điều khiển α và γ trong mô hình điều khiển CDC4 có
thể thấy: trước khi sự cố giá trị góc kích trễ chỉnh lưu α=15.38
0
, góc cắt trước nghịch lưu
γ=16.76
0
. Trong khoảng thời gian giữa hai lần sự cố, dao động α trong khoảng giá trị
(4.98
0
, 21.35
0
) và γ trong khoảng giá trị (14.92
0
,16.96
0

). Tại các thời điểm sự cố bộ điều
khiển CDC4 sẽ kích khoá bằng cách phát xung điều khiển đặt α và γ đến 90
0
. Với cách
điều khiển này sẽ hạn chế được dao động công suất của hệ thống điện đấu nối sau trạm
nghịch lưu và góp phần làm giảm dao động chung của toàn hệ thống.
Nhận xét:
Đánh giá trên phương diện kỹ thuật:

Mô hình truyền tải HVDC đã nâng cao được công suất truyền tải, giảm tổn thất hệ
thống, bên cạnh đó khảo sát liên quan đến vấn đề ổn định động đối với các trường hợp sự
cố trầm trọng cho thấy dao động góc của các máy phát cũng như công suất trong hệ thống
với mô hình truyền tải DC giảm rất nhanh và đi về ổn định, trong khi đó hệ thống truyền
tải với mô hình AC hình ảnh dao động góc máy phát kéo dài và có xu hướng mất ổn định.
Bên cạnh đó với việc truyền tải độc đạo bằng đường dây DC, sẽ giảm thiểu được
xác suất sự cố so với mô hình HVAC.
Đánh giá trên phương diện kinh tế:

Với mô 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 mô hình AC.
Mô 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 toán 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 phóng 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 công suất từ các NMNĐ than ở khu vực miền

Trung về miền Nam có khả năng phục hồi sau sự cố kém và không đáng tin cậy đối với
các trường hợp sự cố 3 pha trên các đường truyền công suất lớn.
Tập trung xây dựng một vài trung tâm NĐ than công suất lớn và truyền tải về
trung tâm phụ tải bằng mô hình DC sẽ nâng cao khả năng truyền tải, giảm tổn thất. Đặc
biệt với mô 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/E
TM
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 Toàn Quốc vào hệ thống điện Quốc
gia- Tập 1, 2 tháng 11/2007: Viện Năng Lượng.