Hình 3- 2: Phân bố công suất lưới điện 500 kV Miền Nam năm 2020-mô hình HVAC
Theo tài liệu [2], 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 mô hình điện áp xoay chiều 500 kV (HVAC). Công suất và vị trí các nguồn điện xem ở bảng 3-1 và hình 3-1. Hình 3-4 cho kết quả trào lưu công suất lưới điện 500 kV ở Miền Nam năm 2020.
Truyền tải với mô hình HVAC cho thấy đối với các đường dây 500 kV từ NĐ Bình Định đi Di Linh là các đường dây khá dài và tập trung các nguồn điện công suất lớn như TTNĐ than Bình Định, Cam Ranh, TĐTN, do đó khi sự cố trên các đoạn đường dây này, đặc biệt là đoạn đường dây truyền tải công suất cao như 500 kV TĐTN – Di Linh, sẽ gây ra các dao động công suất lớn và kéo dài, có thể gây
47
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 bằng chương trình mô phỏng PSS/E-30 với trường hợp sự cố ngắn mạch 3 pha vĩnh cửu trên tuyến đường dây 500 kV Di Linh-TĐ tích năng, điểm sự cố gần thanh cái 500 kV TĐTN (với sự cố này toàn bộ hơn 2600 MW 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 500 kV 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 3- 3: Dao động điện áp, công suất, góc pha máy phát trường hợp sự cố ngắn mạch 3 pha vĩnh cửu trên DZ 500 kV Di Linh-TĐTN (đóng lặp lại không thành công), điểm
48
Như vậy có thể thấy việc triển khai xây dựng quá nhiều trung tâm và truyền tải bằng nhiều đường dây 500 kV có thể sẽ không khả thi bằng việc xây dựng một hoặc hai trung tâm công suất lớn và sử dụng mô hình truyền tải HVDC.
Hình 3- 4: Phân bố công suất lưới điện 500kV Miền Nam năm 2020-mô hình HVDC
Mô hình HVDC sẽ nâng cao khả năng phục hồi ổn định hệ thống sau sự cố, đồng thời giảm chi phí xây dựng do không phải thực hiện đầu tư các nguồn điện rải rác. Hình 3-5 trình bày kết quả tính toán đối với mô hình nguồn nhiệt điện tập trung và truyền tải về trung tâm phụ tải bằng hệ thống HVDC trong đó:
Xây dựng TTNĐ than Bình Định (5200 MW) và Cam Ranh (6400 MW).
Xây dựng hai trạm biến đổi, công suất mỗi trạm là 9000 MVA tại Cam Ranh và Tân Thành.
TTNĐ than Bình Định đấu nối Cam Ranh bằng đường dây 500 kV AC
49
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 ± 800 kV, dài 320 km.
Từ trạm nghịch lưu Tân Thành truyền tải về trung tâm phụ tải bằng đường
dây 500 kV AC mạch kép Tân Thành - Mỹ Phước dài 28 km và Tân Thành - Sông Mây dài 18 km.
Với mô hình HVDC, xem xét sự cố trầm trọng nhất là ngắn mạch 3 pha vĩnh cửu trên DZ 500 kV AC từ NĐ Bình Định đi NĐ Cam Ranh, điểm sự cố gần trạm chỉnh lưu, với sự cố này toàn bộ 7500 MW 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 Cam Ranh cho thấy dao động tắt nhanh và đi về ổn định sau thời gian khoảng 20 sec.
Hình 3- 5: Dao động điện áp, góc pha máy phát trường hợp sự cố ngắn mạch 3 pha vĩnh cửu trên DZ 500 kV NĐ Bình Định-NĐ Cam Ranh (đóng lặp lại không thành
50
Hình 3- 6: Dao động công suất DC tại đầu chỉnh lưu, góc cắt trước, góc kích trễ trường hợp sự cố vĩnh cửu trên DZ 500 kV NĐ Bình Định-NĐ Cam Ranh (đóng lặp lại không
thành công), điểm sự cố gần thanh cái 500 kV Cam Ranh (RECTIFIER)
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˚; góc cắt trước nghịch lưu γ=16,76˚. Trong khoảng thời gian sự cố, dao động α trong khoảng giá trị (4,98˚; 21,35˚) và γ trong khoảng giá trị (14,92˚;16,96˚). 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˚. 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.
51