VSC-HVDC: Nền tảng công nghệ cho Việt Nam ổn định, linh hoạt và chuyển dịch năng lượng bền vững

1. Bối cảnh và bài toán tiêu chuẩn hóa tại Việt Nam

Đặc điểm địa lý làm cho bài toán HVDC của Việt Nam trở nên rõ nét hơn. Lãnh thổ dài theo hướng Bắc Nam và hẹp theo hướng Đông Tây khiến trao đổi công suất liên vùng tập trung vào một số hành lang chính. Hệ thống 500 kV Bắc Nam đã tạo nền tảng cho vận hành liên kết toàn quốc và tiếp tục được tăng cường.

Tuy nhiên, việc bổ sung nhiều tuyến xoay chiều song song sẽ ngày càng gặp khó khăn về hành lang tuyến, giải phóng mặt bằng, mật độ dân cư, địa hình và tác động môi trường. Khi một hành lang mới phải truyền tải nhiều gigawatt trên khoảng cách dài, câu hỏi không còn là chỉ chọn cấp điện áp xoay chiều nào. Quy hoạch cần so sánh các kiến trúc điện xoay chiều (alternating current - AC), cụ thể là điện xoay chiều cao áp HVAC (high-voltage alternating current), LCC HVDC, VSC HVDC và phương án hỗn hợp theo cùng bộ tiêu chí kỹ thuật kinh tế.

Cơ cấu nguồn cũng đang thay đổi. Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày 15 tháng 4 năm 2025 phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII xác định tổng công suất nguồn phục vụ nhu cầu trong nước vào năm 2030 ở mức 183.291 đến 236.363 MW. Quy hoạch đặt mục tiêu điện gió ngoài khơi phục vụ nhu cầu trong nước khoảng 6.000 đến khoảng 17.000 MW, dự kiến vận hành trong giai đoạn 2030 đến 2035, và định hướng 113.503 đến 139.097 MW vào năm 2050 [1]. Các con số này chưa tự quyết định công nghệ đấu nối, nhưng cho thấy lưới truyền tải biển và khả năng tiếp nhận công suất lớn cần được chuẩn bị sớm.

Luận điểm của bài viết này là HVDC có thể đáp ứng một phần quan trọng của cả hai chức năng nếu được lựa chọn đúng theo nhiệm vụ. Với trục truyền tải công suất lớn, LCC HVDC và VSC HVDC đều cần được đưa vào nghiên cứu so sánh. Với khoảng cách truyền tải lớn, điện gió ngoài khơi, lưới yếu, điều khiển tạo lưới và mạng nhiều đầu cực, VSC HVDC dựa trên MMC có ưu thế rõ hơn. Tiêu chuẩn hóa là điều kiện nối các dự án riêng lẻ thành một hạ tầng có thể mở rộng, vận hành an toàn và tránh phụ thuộc kéo dài vào một cấu trúc cố định.

Hình 1 khái quát bốn bối cảnh ứng dụng dùng để xác định phạm vi tiêu chuẩn hóa, từ truyền tải Bắc Nam đến tích hợp điện gió ngoài khơi và lưới DC nhiều đầu cực.

Hình 1 - Bốn vai trò tiềm năng của HVDC trong hệ thống điện Việt Nam.

2. Nền tảng kỹ thuật cần thiết

Hai họ công nghệ chính là bộ biến đổi chuyển mạch theo lưới LCC và bộ biến đổi nguồn áp VSC. LCC có lịch sử vận hành lâu dài, phù hợp với truyền tải điểm tới điểm công suất và điện áp rất cao, nhưng cần bù phản kháng và phụ thuộc vào độ mạnh của lưới AC. VSC sử dụng khóa bán dẫn đóng cắt chủ động, điều khiển được công suất tác dụng và phản kháng trong giới hạn định mức, phù hợp hơn với cáp, lưới yếu và các cấu hình nhiều đầu cực [3].

VSC sử dụng khóa bán dẫn có khả năng đóng cắt chủ động. Bộ biến đổi có thể điều chỉnh công suất tác dụng và phản kháng trong giới hạn định mức, hỗ trợ điện áp AC và vận hành với lưới yếu hoặc lưới ngoài khơi không có nguồn điện áp khoẻ. Đảo chiều công suất có thể thực hiện bằng đổi chiều dòng DC trong khi cực tính điện áp giữ nguyên. Các nghiên cứu tổng quan ghi nhận VSC HVDC là giải pháp thích hợp cho kết nối điện gió ngoài khơi, lưới yếu và mở rộng tới mạng nhiều đầu cực [3].

MMC là cấu trúc chủ đạo của VSC HVDC hiện đại vì cho phép mở rộng điện áp và công suất, đồng thời giảm yêu cầu lọc. Đổi lại, hệ thống cần quản lý cân bằng năng lượng tụ, dòng vòng và phối hợp khi có sự cố DC [4].

Hình 2 minh họa sơ đồ mạch tương đương của một liên kết VSC-HVDC hai đầu [3], còn Hình 3 trình bày sơ đồ mạch MMC ba pha cùng các phần tử lọc và lưới AC.

Hình 2 - Sơ đồ mạch tương đương của liên kết VSC-HVDC hai đầu.

Hình 3 - Sơ đồ mạch MMC ba pha nối lưới (SM: mô đun con)

Các tiêu chí trong Bảng 1 so sánh định tính các phạm vi áp dụng. Đây là định hướng ban đầu cho nghiên cứu, không thay thế phân tích chi phí vòng đời và mô phỏng hệ thống của từng dự án.

Bảng 1 - So sánh định tính các phạm vi áp dụng

3. Phạm vi ứng dụng đặt ra yêu cầu tiêu chuẩn

3.1. Hành lang truyền tải Bắc Nam

Ưu thế cơ bản của HVDC là truyền công suất lớn trên một hành lang tương đối hẹp và điều khiển trực tiếp công suất trao đổi. Không giống đường dây AC dài, liên kết DC không ràng buộc hai hệ thống AC bởi góc điện đồng bộ và không có dòng công suất phản kháng dọc tuyến. Nhờ đó, HVDC có thể tách một phần tác động của dao động công suất giữa hai vùng AC, với điều kiện chiến lược điều khiển được thiết kế và phối hợp phù hợp. Trong vận hành, điểm đặt HVDC có thể phối hợp với giới hạn nhiệt của các đường dây song song, dự phòng quay, điều tần và kế hoạch khôi phục. Giá trị này đặc biệt quan trọng khi một tuyến mới phải sử dụng hành lang khó mở rộng.

Đường dây trên không HVDC thường là lựa chọn kinh tế cho tuyến rất dài trên đất liền và công suất lớn nếu có thể bố trí hành lang. LCC HVDC siêu cao áp (ultra-high-voltage direct current, UHVDC) có ưu thế nổi bật trong nhóm ứng dụng này. VSC HVDC ngày càng đạt điện áp và công suất cao hơn, đồng thời cung cấp hỗ trợ điện áp và khả năng nối với lưới yếu tốt hơn.

Vì vậy, nghiên cứu tiền khả thi cho Việt Nam không nên giả định trước LCC hay VSC. Phương án cần được chấm theo công suất yêu cầu, độ mạnh hệ thống ở hai đầu, yêu cầu đảo chiều, dự phòng sau sự cố, quỹ đất các trạm, khả năng mở rộng thành nhiều đầu cực và giá trị dịch vụ lưới.

Cáp ngầm hoặc cáp biển đáng xem xét tại các đoạn có mật độ dân cư cao, địa hình khó hoặc hành lang trên đất liền không thể mở rộng. Dòng nạp điện dung của cáp AC tăng theo điện dung, tần số và chiều dài tuyến, làm giảm phần dòng dành cho truyền công suất tác dụng; ở trạng thái xác lập DC không có dòng nạp tuần hoàn theo tần số. Vì vậy, HVDC thường là phương án ưu tiên khi phải truyền tải qua cáp ngầm hoặc cáp biển dài [3] [5].

Tuyến hỗn hợp đường dây trên không và cáp có thể phù hợp với hình thái lãnh thổ Việt Nam. Đường dây trên không được dùng ở phần lớn chiều dài để giảm chi phí; cáp đi qua đoạn đô thị, cửa sông, vùng ven biển hoặc điểm nghẽn hành lang. Phương án này đòi hỏi nghiên cứu quá điện áp, phối hợp cách điện, vị trí nối cáp, bảo vệ và thời gian sửa chữa. Đặc biệt, sự cố cáp có thời gian khôi phục dài hơn đường dây trên không nên cấu hình đơn cực, lưỡng cực, dây hồi kim loại và dự phòng truyền tải phải được đánh giá bằng chỉ số năng lượng không cung cấp, không chỉ bằng xác suất sự cố.

Đề xuất thực tế là đưa ít nhất một hành lang HVDC vào bài toán quy hoạch lưới như phương án so sánh chính thức, với các biến thể LCC, VSC, đường dây trên không, cáp và tuyến hỗn hợp. Kết quả cần công bố rõ giả thiết về giá thiết bị, tổn thất, chi phí vốn, thời gian xây dựng, giá trị hành lang và dịch vụ hệ thống.

3.2. VSC HVDC và ổn định hệ thống điện

Điều khiển nghịch lưu bám lưới (grid following, GFL) sử dụng điện áp lưới tại điểm đấu nối làm tham chiếu pha và điều khiển dòng để bơm công suất. Cách tiếp cận này hiệu quả khi lưới đủ mạnh; khi nhiều bộ biến đổi cùng bám vào một điện áp yếu, tương tác giữa các vòng khóa pha và vòng điều khiển dòng có thể làm giảm ổn định. Điều khiển tạo lưới (grid forming, GFM) tạo hành vi gần một nguồn điện áp và có thể vận hành không phụ thuộc vào vòng khóa pha nhanh.

Đối với VSC HVDC, điều khiển tạo lưới (grid forming, GFM) có hai nhóm ứng dụng. Ở phía ngoài khơi, bộ biến đổi có thể hình thành điện áp và tần số cho mạng thu gom điện gió, cho phép các turbine đồng bộ với một lưới do bộ biến đổi tạo ra. Tại điểm nối với lưới AC trên bờ, GFM VSC có thể hỗ trợ vận hành tại nút có tỷ số ngắn mạch (short-circuit ratio, SCR) thấp, phản ứng với bước nhảy góc pha, hỗ trợ điện áp và đóng góp đáp ứng công suất nhanh. Yêu cầu GFM cần được thống nhất tại các điểm nối AC và DC khi hệ thống phát triển theo hướng nhiều đầu cực và nhiều nhà sản xuất [6] [10].

Khả năng GFM không đồng nghĩa với nguồn năng lượng vô hạn. Một bộ biến đổi chỉ trao đổi được năng lượng tức thời từ tụ DC trong thời gian rất ngắn; hỗ trợ lâu hơn phải đến từ đầu kia của liên kết, nguồn điện gió, hệ thống lưu trữ hoặc công suất dự phòng của nguồn. Khi GFM yêu cầu tăng công suất AC, điện áp DC có thể giảm nếu các phần tử còn lại không bù kịp. Đáp ứng GFM tạo liên kết động nhanh giữa điểm nối AC và mạch DC, nên điều khiển điện áp DC, giới hạn vận hành và bảo vệ phải được phối hợp [6] [7].

Giới hạn dòng là một khác biệt quan trọng so với máy phát đồng bộ. Bộ biến đổi bán dẫn thường chỉ cho phép quá dòng trong giới hạn tương đối nhỏ và thời gian ngắn. Khi điện áp sụt sâu, bộ điều khiển phải ưu tiên dòng phản kháng, dòng tác dụng, cân bằng năng lượng hay bảo vệ van. Trình tự ưu tiên quyết định chất lượng hỗ trợ lưới và phải được mô tả thành yêu cầu kiểm chứng được.

Đối với Việt Nam, bước đầu phù hợp là xác định một số điểm đấu nối có nguy cơ lưới yếu trong các kịch bản 2030 và 2035, sau đó so sánh VSC ở chế độ GFL và GFM bằng mô phỏng phasor RMS, mô phỏng quá độ điện từ EMT và thử nghiệm thời gian thực hardware-in-the-loop (HIL). Kết quả phải trả lời ba câu hỏi: chức năng nào tạo giá trị hệ thống đo được, năng lượng hỗ trợ đến từ đâu và tương tác nào xuất hiện với các bộ điều khiển.

3.3. Kiến trúc đấu nối và quy hoạch lưới điện gió ngoài khơi

Mục này xem xét phương án truyền tải và kiến trúc đấu nối cho các cụm điện gió ngoài khơi. HVAC thường có lợi thế cho dự án gần bờ và công suất vừa phải; khi khoảng cách và công suất tăng, dòng nạp của cáp AC và nhu cầu bù làm giảm phần dòng dành cho công suất hữu ích. VSC HVDC tránh dòng nạp xác lập trên tuyến DC, điều khiển được điện áp và công suất phản kháng ở điểm nối, đồng thời có thể cấp điện áp cho mạng ngoài khơi không có máy phát đồng bộ.

Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII đặt quy mô điện gió ngoài khơi phục vụ trong nước ở mức có thể hình thành nhiều cụm nguồn lớn [1]. Nếu từng dự án xây một tuyến riêng vào bờ mà không có quy hoạch phối hợp, số lượng hành lang cáp và trạm bờ sẽ tăng, trong khi khả năng chia sẻ dự phòng và chuyển công suất bị hạn chế. Quy hoạch theo cụm có thể dùng một số trạm gom, hành lang chung hoặc hạ tầng thiết kế sẵn để mở rộng. Tuy nhiên, gom nhiều dự án vào một hạ tầng cũng làm tăng tác động của sự cố chung và yêu cầu phân định trách nhiệm giữa chủ nguồn, chủ lưới và đơn vị vận hành.

VSC HVDC có thể tạo lưới AC ngoài khơi. Bộ biến đổi phía biển thiết lập điện áp và tần số, các turbine phát theo điều kiện gió và lệnh điều độ, còn trạm bờ điều khiển điện áp DC hoặc công suất tùy cấu trúc.

Trong tương lai, turbine có GFM và VSC ngoài khơi có thể cùng tham gia tạo lưới, nhưng sự chia sẻ chức năng phải được quy định. Nếu hai hệ thống cùng cố giữ tần số và điện áp bằng các luật điều khiển phối hợp không tốt, dao động hoặc phân chia công suất không mong muốn có thể xảy ra.

Việt Nam nên quy hoạch lưới điện gió ngoài khơi theo vùng, xác định hành lang tiếp bờ, các nút AC có thể tiếp nhận, khả năng mở rộng từ HVAC sang HVDC và điều kiện chia sẻ hạ tầng. Nghiên cứu cần đánh giá cả phương án kết nối đơn dự án lẫn phương án cụm. Các quyết định ban đầu về điện áp DC, cực tính, cấu hình cáp và giao diện điều khiển có thể cố định kiến trúc lưới hàng chục năm, nên yêu cầu tương thích tương lai cần được đưa vào ngay từ những quy hoạch đầu tiên.

4. Tiêu chuẩn hóa cho hệ thống HVDC đơn lẻ

Tiêu chuẩn hóa cho một hệ thống HVDC đơn lẻ không buộc mọi nhà sản xuất dùng cùng mạch lực hoặc mã điều khiển. Mục tiêu là xác định hành vi tại giao diện, dải tham số, dữ liệu phải trao đổi, mô hình và phép thử để chủ đầu tư có thể so sánh, nghiệm thu và vận hành hệ thống.

Lớp thứ nhất cần chuẩn hóa là thuật ngữ và phạm vi trách nhiệm. Các khái niệm điểm nối AC, điểm nối DC, trạm từ xa, điều khiển điện áp DC, GFM, trạng thái cảnh báo và trạng thái khẩn cấp phải được hiểu giống nhau. Một yêu cầu không rõ điểm đo, hướng công suất hoặc trạng thái lưới sẽ tạo nhiều cách diễn giải và khó nghiệm thu. Tài liệu dự án phải chỉ rõ đại lượng đo, cửa sổ thời gian, sai số và điều kiện kích hoạt.

Lớp thứ hai là yêu cầu chức năng và hiệu năng động. Đối với trạm VSC, cần mô tả điều khiển công suất tác dụng và phản kháng, giữ điện áp DC, hỗ trợ điện áp AC, đáp ứng tần số, khả năng đi qua sự cố AC và DC, giới hạn dòng, phục hồi sau sự cố và GFM nếu có. Yêu cầu nên trung lập về công nghệ nhưng đủ cụ thể để thử nghiệm. Chẳng hạn, yêu cầu giảm chấn phải nêu dải tần và chỉ số giảm chấn; yêu cầu bước nhảy góc phải nêu biên độ, tốc độ đáp ứng và giới hạn dòng.

5. Tương tác giữa các hệ thống HVDC

Các dự án điểm tới điểm thường là hệ thống khép kín của một nhà cung cấp. Điều này giảm rủi ro giao diện trong dự án ban đầu, nhưng có thể tạo phụ thuộc khi thay thế thiết bị hoặc mở rộng. Mạng nhiều đầu cực bắt buộc xuất hiện các điểm nối DC giữa thiết bị, bộ điều khiển và bảo vệ của nhiều bên. Nghiên cứu về khả năng tương tác cho thấy yêu cầu phải bao quát trạm AC DC, trạm đóng cắt DC, điều khiển lưới phối hợp và các giao diện bảo vệ [9] [10].

Lớp thứ ba là mô hình và nghiên cứu tương tác. Mô hình RMS phục vụ quy hoạch diện rộng và các quá trình chậm. Mô hình EMT cần cho tương tác điều khiển nhanh, quá điện áp, sự cố DC, bão hòa và giới hạn phi tuyến. Nhà cung cấp cần bàn giao mô hình đủ chi tiết, tài liệu tham số, phạm vi hợp lệ và bộ ca kiểm chứng, đồng thời bảo vệ được sở hữu trí tuệ [10].

Lớp thứ tư là bảo vệ và quản lý sự cố. Cần thống nhất vùng bảo vệ, tốc độ phát hiện, tiêu chí chọn lọc, logic chặn bộ biến đổi, lệnh máy cắt, trình tự cô lập và phục hồi. Thiết bị từ các nhà cung cấp khác nhau phải trao đổi đúng tín hiệu trong thời gian xác định. Phép thử phải bao gồm lỗi đo lường, mất truyền thông, máy cắt từ chối và trạng thái hệ thống thay đổi. IEC TS 63291 1 bao quát điều phối AC DC, đặc tính lưới, điều khiển, bảo vệ, trạm biến đổi, công trình DC, mô hình nghiên cứu và thử nghiệm [2].

Lớp thứ năm là dữ liệu truyền thông và an ninh mạng. Điều khiển sơ cấp nhanh không nên phụ thuộc hoàn toàn vào kênh truyền thông có độ trễ không chắc chắn, nhưng điều phối cấp cao, giám sát, bảo vệ diện rộng và quản lý tài sản cần trao đổi dữ liệu. Danh mục điểm dữ liệu, dấu thời gian, chất lượng đo, quyền truy cập, nhật ký và chế độ suy giảm khi mất kênh phải được quy định. An ninh mạng cần được thiết kế cùng kiến trúc điều khiển, không bổ sung sau khi hệ thống đã tích hợp.

Năm lớp yêu cầu cần được triển khai đồng thời; mối quan hệ giữa chúng được tổng hợp ở Hình 4.

Hình 4 - Năm lớp yêu cầu để hình thành hệ thống HVDC có khả năng tương tác

6. Chuẩn bị mở rộng từ liên kết điểm tới điểm đến DC hub

Liên kết HVDC điểm tới điểm có hai trạm và một mạch DC chính. Ranh giới trách nhiệm tương đối rõ, và một nhà cung cấp có thể thiết kế đồng bộ bộ biến đổi, điều khiển, bảo vệ và truyền thông. Khi thêm trạm thứ ba, hệ thống trở thành mạng nhiều đầu cực. Điện áp DC là đại lượng chung, nhiều trạm phải chia sẻ nhiệm vụ cân bằng công suất và một sự cố có thể ảnh hưởng đồng thời tới các chủ thể khác nhau.

Theo Tổ chức Kỹ thuật điện quốc tế (International Electrotechnical Commission - IEC), tiêu chuẩn kỹ thuật IEC TS 63291-1:2023 (technical specification) định nghĩa lưới HVDC là hệ thống có hơn hai trạm HVDC cùng nối với một mạch DC chung, theo cấu trúc hình tia, mạch vòng hoặc kết hợp [2].

DC hub là một nút hoặc cụm nút DC dùng để thu gom, phân phối và chuyển hướng năng lượng giữa nhiều nhánh. Trong bối cảnh Việt Nam, một hub ven biển hoặc ngoài khơi có thể kết nối nhiều cụm điện gió, tuyến vào hai vùng lưới khác nhau, hệ thống lưu trữ và trong tương lai là phụ tải điện phân hydro. Giá trị của hub đến từ khả năng dùng chung hành lang, chia sẻ dự phòng và điều phối công suất theo trạng thái lưới. Giá trị đó phải được chứng minh bằng phân tích hệ thống và thị trường; việc thêm đầu cực cũng làm tăng chi phí đóng cắt, bảo vệ, điều khiển và quản lý.

Kiến trúc khái niệm của DC hub được minh họa ở Hình 5, trong đó nhiều nguồn, lưu trữ và vùng lưới dùng chung một hạ tầng DC.

Hình 5 - Kiến trúc khái niệm của DC hub kết nối nhiều nguồn và nhiều vùng lưới

Điều khiển điện áp DC là nền tảng của mạng nhiều đầu cực. Trong liên kết hai đầu, một trạm có thể nhận nhiệm vụ ổn định điện áp DC còn trạm kia điều khiển công suất. Trong mạng nhiều đầu cực, một số trạm thường chia sẻ cân bằng thông qua đặc tính droop hoặc bộ điều khiển phân cấp. Tham số droop ảnh hưởng phân chia công suất, độ lệch điện áp và ổn định dao động. Nếu mỗi nhà cung cấp thực hiện thuật toán theo giả thiết khác nhau, hệ thống có thể ổn định khi thử riêng lẻ nhưng xuất hiện tương tác sau khi ghép nối [7].

Bảo vệ DC khó hơn bảo vệ AC vì dòng sự cố tăng nhanh và không có điểm không tự nhiên theo chu kỳ để máy cắt dập hồ quang. Mạng cáp có điện cảm nhỏ nên tốc độ tăng dòng cao; năng lượng từ tụ MMC và các lưới AC có thể cùng cấp vào sự cố. Các lựa chọn chính cho bảo vệ DC hiện nay gồm chặn bộ biến đổi, dùng máy cắt DC tốc độ cao, cuộn kháng hạn dòng và phân vùng bảo vệ. Sự sẵn sàng của máy cắt HVDC là điều kiện quan trọng để phát triển mạng DC nhiều trạm [8]. Nguyên tắc bảo vệ phải cân bằng giữa tốc độ cô lập, vùng mất điện, chi phí thiết bị và khả năng phục hồi phần lưới không bị lỗi.

7. Đánh giá tiêu chuẩn quốc tế và khoảng trống áp dụng

Ở cấp khung, IEC TS 63291-1:2023 bao quát quy hoạch, đặc tính lưới, điều khiển, bảo vệ, trạm biến đổi, mô hình và thử nghiệm đối với lưới HVDC nhiều nhà cung cấp; một số yêu cầu cũng có thể áp dụng cho liên kết điểm tới điểm. IEC 62747 chuẩn hóa thuật ngữ của VSC HVDC, còn IEC TR 62543 cung cấp hướng dẫn lựa chọn và đặc tính vận hành của phương án VSC [2] [11] [12].

Các tài liệu quốc tế là nền tảng nhưng chưa thay thế hồ sơ yêu cầu cho từng dự án. IEC 61975 là hướng dẫn thử nghiệm hệ thống cho liên kết hai đầu và không bao gồm VSC hoặc mạng nhiều đầu cực; IEC TR 63368 bổ sung hướng dẫn thử nghiệm thời gian thực ngoài hiện trường cho cả LCC, VSC và cấu hình nhiều đầu cực [13] [14]. Việt Nam cần chuyển các hướng dẫn này thành yêu cầu đo được về hiệu năng, mô hình, dữ liệu, nghiệm thu và phân định trách nhiệm tại giao diện.

8. Khung nghiên cứu và kiểm chứng cho Việt Nam

Một dự án HVDC có vòng đời hàng chục năm, trong khi mô hình điều khiển có thể thay đổi qua cập nhật phần mềm. Hồ sơ kỹ thuật vì thế phải quản lý cả thiết bị vật lý và phiên bản chức năng. Chủ đầu tư cần nhận được mô hình đã kiểm chứng, các tham số được phép điều chỉnh, lịch sử phiên bản và quy trình đánh giá tác động khi cập nhật. Nếu thiếu các nội dung này, đơn vị vận hành khó tái hiện sự kiện hoặc đánh giá mở rộng sau nhiều năm.

Quy trình nghiên cứu nên gồm nhiều mức, nhiều dạng có mục đích rõ ràng. Ví dụ như nghiên cứu phân tích trào lưu công suất và tối ưu đầu tư để xác định kích thước, điểm nối và kịch bản vận hành. Các tính toán mô phỏng RMS kiểm tra các sự kiện diện rộng trong thời gian dài, trong khi các tính toán mô phỏng quá độ điện từ EMT đánh giá tương tác điều khiển, sự cố gần, đóng điện cáp và đáp ứng giới hạn dòng. Mô phỏng thời gian thực real-time simulation, mô phỏng tích hợp phần mềm SIL (software-in-the-loop) và tích hợp phần cứng HIL (hardware-in-the-loop) cần được thực hiện để kiểm tra các giải pháp điều khiển bảo vệ trước khi đưa ra ứng dụng thực tế.

Đối với GFM, bộ thử cần có bước nhảy pha, thay đổi tần số, sụt áp không đối xứng, lưới yếu với trở kháng biến thiên, chạm giới hạn dòng, mất một nguồn DC và chuyển chế độ điều khiển. Đối với mạng DC, bộ thử cần có sự cố cáp ở nhiều vị trí, lỗi máy cắt, mất truyền thông, thay đổi cấu hình, mất một trạm giữ điện áp và phục hồi sau cô lập. Các bài thử phải xét tổ hợp xấu hợp lý, vì nhiều sự cố tương tác không xuất hiện khi mỗi phân hệ được kiểm tra riêng.

Năng lực phòng thí nghiệm trong nước có thể phát triển theo mô hình phân tầng. Có thể đề xuất một mô hình hệ thống trung tâm quốc gia hoặc liên kết các phòng thí nghiệm để duy trì mô hình chuẩn của hệ thống, nền tảng EMT thời gian thực và quy trình bảo mật dữ liệu nhà cung cấp.

Trong hệ thống đó còn có vai trò của: các trường đại học và viện nghiên cứu tham gia phát triển mô hình mở, phương pháp nhận dạng và bài kiểm thử; các đơn vị vận hành hệ thống xác định nhu cầu và tiêu chí chấp nhận; các nhà sản xuất cung cấp mô hình, tủ điều khiển và chuyên gia tích hợp,…

9. Lộ trình áp dụng

Giai đoạn đầu nên tập trung vào chuẩn bị quyết định. Việt Nam cần xây dựng bộ dữ liệu kịch bản 2030, 2035 và 2050 cho truyền tải Bắc Nam, điện gió ngoài khơi, mức ngắn mạch và nhu cầu dịch vụ hệ thống. Trên cơ sở đó, thực hiện nghiên cứu so sánh HVAC, LCC HVDC và VSC HVDC cho một số hành lang đại diện. Song song, xây dựng thuật ngữ thống nhất về VSC, MMC, GFM và lưới DC để dùng trong quy hoạch và hồ sơ mời thầu.

Giai đoạn tiếp theo nên xây dựng bộ yêu cầu kết nối VSC HVDC. Bộ yêu cầu cần mô tả điều khiển công suất tác dụng và phản kháng P/Q, điện áp AC, điện áp DC, đáp ứng tần số, khả năng vượt qua sự cố FRT (fault ride-through), giới hạn dòng, chất lượng điện năng, phối hợp bảo vệ, dữ liệu và an ninh mạng. GFM nên được quy định theo chức năng có thể đo, không theo tên thuật toán. Cùng lúc, ban hành yêu cầu bàn giao mô hình RMS và EMT, quy trình kiểm chứng, quản lý phiên bản và quyền sử dụng mô hình trong suốt vòng đời hệ thống.

Ở giai đoạn đầu không nhất thiết hình thành một dự án thí điểm độc lập chỉ để kiểm chứng quy trình, vì vốn đầu tư HVDC rất lớn. Thay vào đó, cần chọn một tình huống đại diện trong quy hoạch hoặc dự án chuẩn bị đầu tư, rồi kiểm chứng tuần tự bằng mô hình RMS và EMT, thử nghiệm SIL/HIL, factory acceptance test và nghiệm thu hiện trường khi dự án được triển khai. Kết quả kiểm chứng phải được chuyển thành yêu cầu và bài thử cho các dự án tiếp theo.

Khi có nhu cầu mở rộng nhiều đầu cực, hồ sơ dự án đầu tiên phải dự phòng điểm nối, dải điện áp, cực tính, cấu hình nối đất, giao diện bảo vệ và không gian trạm. IEC TS 63291-1 và IEC TS 63471 có thể làm tài liệu khởi đầu cho yêu cầu chức năng, điểm nối và lựa chọn điện áp DC có xét đến khả năng mở rộng [2] [15]. Quyết định mở rộng chỉ được thực hiện sau khi nghiên cứu bảo vệ, ổn định và mô hình quản trị xác nhận lợi ích lớn hơn chi phí phức tạp.

Các nhóm công việc và kết quả cần đạt được tổng hợp ở Bảng 2.

10. Kết luận

HVDC có thể trở thành một thành phần quan trọng trong kiến trúc lưới điện Việt Nam, nhưng giá trị của nó phụ thuộc nhiệm vụ được giao và cách tích hợp với hệ thống. Đối với hành lang Bắc Nam công suất lớn, HVDC cần được đưa vào nghiên cứu so sánh chính thức với các phương án AC. LCC giữ lợi thế ở truyền tải điểm tới điểm công suất cực lớn và khoảng cách dài. VSC dựa trên MMC có lợi thế đối với cáp, lưới yếu, điều khiển linh hoạt, điện gió ngoài khơi và cấu trúc nhiều đầu cực.

VSC HVDC có điều khiển GFM có thể hỗ trợ điện áp, tần số, vận hành lưới yếu và khôi phục trong cấu hình phù hợp. Khả năng này không tự sinh năng lượng và bị ràng buộc bởi giới hạn dòng, dự trữ công suất, động học điện áp DC và các nguồn ở phía DC. Vì vậy, yêu cầu GFM phải mô tả chức năng, điều kiện năng lượng, giới hạn và phép thử.

Điện gió ngoài khơi là trường hợp ứng dụng có ý nghĩa trực tiếp với Việt Nam. Quy mô được nêu trong Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII đòi hỏi chuẩn bị sớm lưới truyền tải biển, điểm tiếp bờ và năng lực tiếp nhận trên đất liền [1]. VSC HVDC có thể đưa công suất qua cáp dài, tạo lưới ngoài khơi và hỗ trợ phát triển theo cụm. Nếu các dự án đầu tiên được thiết kế như các hệ thống hoàn toàn khép kín, khả năng chia sẻ hạ tầng và mở rộng sau này sẽ bị hạn chế.

DC hub và lưới HVDC nhiều đầu cực mở ra khả năng kết nối nhiều nguồn và vùng lưới, nhưng đồng thời làm tăng mức phụ thuộc giữa điều khiển, bảo vệ và trách nhiệm của nhiều bên. Khả năng tương tác cần được thiết kế từ đầu qua yêu cầu tại điểm nối DC, mô hình được kiểm chứng, quy trình nghiên cứu EMT, bảo vệ chọn lọc, giao diện dữ liệu và thử nghiệm tích hợp. Tiêu chuẩn IEC và các nghiên cứu đã công bố cung cấp nền tảng để Việt Nam xây dựng yêu cầu riêng [2] [7] [9] [10].

Hành động ưu tiên trong vài năm tới là xây dựng các kịch bản quy hoạch AC DC, bộ yêu cầu kết nối VSC HVDC, quy định bàn giao mô hình RMS và EMT, năng lực thử nghiệm thời gian thực và chương trình kiểm chứng gắn với các dự án chuẩn bị đầu tư. Làm sớm các công việc này giúp quyết định công nghệ dựa trên bằng chứng, giảm rủi ro khóa nhà cung cấp và tạo khả năng mở rộng. Tiêu chuẩn hóa khi đó biến các năng lực riêng lẻ của thiết bị thành hiệu năng có thể dự đoán và kiểm chứng của toàn hệ thống.

TS. Nguyễn Bảo Huy - GS. TSKH. Trần Hoài Linh

Phòng thí nghiệm Nghiên cứu Xe điện, Trường Điện – Điện tử, Đại học Bách Khoa Hà Nội

TÀI LIỆU THAM KHẢO:

[1] Thủ tướng Chính phủ, “Quyết định số 768/QĐ-TTg phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021–2030, tầm nhìn đến năm 2050,” Hà Nội, Việt Nam, Apr. 15, 2025. [Online]. Available: https://chinhphu.vn/?classid=0&docid=213388&pageid=27160;

[2] IEC, High-voltage direct current grid systems and connected converter stations—Guideline and parameter lists for functional specifications—Part 1: Guideline, IEC TS 63291-1:2023, 2023. [Online]. Available: https://webstore.iec.ch/en/publication/65824;

[3] N. Flourentzou, V. G. Agelidis, and G. D. Demetriades, “VSC-based HVDC power transmission systems: An overview,” IEEE Trans. Power Electron., vol. 24, no. 3, pp. 592–602, Mar. 2009, doi: https://doi.org/10.1109/TPEL.2008.2008441;

[4] S. Debnath, J. Qin, B. Bahrani, M. Saeedifard, and P. Barbosa, “Operation, control, and applications of the modular multilevel converter: A review,” IEEE Trans. Power Electron., vol. 30, no. 1, pp. 37–53, Jan. 2015, doi: https://doi.org/10.1109/TPEL.2014.2309937;

[5] P. Bresesti, W. L. Kling, R. L. Hendriks, and R. Vailati, “HVDC connection of offshore wind farms to the transmission system,” IEEE Trans. Energy Convers., vol. 22, no. 1, pp. 37–43, Mar. 2007, doi: https://doi.org/10.1109/TEC.2006.889624;

[6] J. Matevosyan et al., “Grid-forming inverters: Are they the key for high renewable penetration?,” IEEE Power Energy Mag., vol. 17, no. 6, pp. 89–98, Nov. 2019, doi: https://doi.org/10.1109/MPE.2019.2933072;

[7] T. K. Vrana, J. Beerten, R. Belmans, and O. B. Fosso, “A classification of DC node voltage control methods for HVDC grids,” Electr. Power Syst. Res., vol. 103, pp. 137–144, Oct. 2013, doi: https://doi.org/10.1016/j.epsr.2013.05.001;

[8] C. M. Franck, “HVDC circuit breakers: A review identifying future research needs,” IEEE Trans. Power Del., vol. 26, no. 2, pp. 998–1007, Apr. 2011, doi: https://doi.org/10.1109/TPWRD.2010.2095889;

[9] D. Van Hertem et al., “Substations for future HVDC grids: Equipment and configurations for connection of HVDC network elements,” IEEE Power Energy Mag., vol. 17, no. 4, pp. 56–66, Jul. 2019, doi: https://doi.org/10.1109/MPE.2019.2909006;

[10] M. Wang, W. Leterme, G. Chaffey, J. Beerten, and D. Van Hertem, “Multi-vendor interoperability in HVDC grid protection: State of the art and challenges ahead,” IET Gener. Transm. Distrib., vol. 15, no. 15, pp. 2153–2175, Aug. 2021, doi: https://doi.org/10.1049/gtd2.12165;

[11] IEC, “Terminology for voltage-sourced converters (VSC) for high-voltage direct current (HVDC) systems,” IEC 62747:2014+AMD1:2019 CSV, 2019. [Online]. Available: https://webstore.iec.ch/en/publication/7413;

[12] IEC, “High-voltage direct current (HVDC) power transmission using voltage sourced converters (VSC),” IEC TR 62543:2022, 2022. [Online]. Available: https://webstore.iec.ch/en/publication/68338;

[13] IEC, “High-voltage direct current (HVDC) installations - System tests,” IEC 61975:2010+AMD1:2016+AMD2:2022 CSV, 2022. [Online]. Available: https://webstore.iec.ch/en/publication/6218;

[14] IEC, “Control and protection systems for high-voltage direct current (HVDC) power transmission systems - Off-site real-time simulation testing,” IEC TR 63368:2024, 2024. [Online]. Available: https://webstore.iec.ch/en/publication/64243;

[15] IEC, “DC voltages for HVDC grids,” IEC TS 63471:2023, 2023. [Online]. Available: https://webstore.iec.ch/en/publication/78653.