TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM potx

Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN
VIỆT NAM
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 1 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
MỤC LỤC
1.GIỚI THIỆU CHUNG 3
2.PHỤ TẢI HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM 6
2.1.Phân tích biểu đồ phụ tải 6
2.2.Đánh giá tăng trưởng phụ tải 8
3.NGUỒN ĐIỆN TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM 9
3.1.Chế độ vận hành và khai thác nhà máy điện 9
3.2.Tình hình phát triển nguồn điện 10
3.3.Tỷ trọng nguồn điện 12
3.4.Công suất đặt và khả dụng các nhà máy điện năm 2007 16
3.5.Phủ biểu đồ phụ tải 17
4.LƯỚI ĐIỆN 20
4.1.Vai trò của đường dây liên kết 500kV đối với HTĐ Việt Nam 20
4.2.Lưới điện truyền tải của các HTĐ miền 22
4.3.Chiều dài đường dây và dung lượng các MBA truyền tải 27
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 2 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
1. GIỚI THIỆU CHUNG
Do yếu tố lịch sử cũng như địa lý, hệ thống điện (HTĐ) Việt Nam được chia thành
ba HTĐ miền, cụ thể như sau:
 HTĐ miền Bắc: bao gồm 28 tỉnh, thành phố phía Bắc trải dài từ Quảng Ninh đến
Hà Tĩnh. HTĐ miền Bắc liên kết với HTĐ Quốc gia qua 4 TBA 500kV là Hoà
Bình (2 x 450MVA), Nho Quan (1 x 450MVA), Thường Tín (1 x 450MVA), Hà
Tĩnh (1 x 450MVA); liên kết với HTĐ miền Trung qua đường dây 220kV Hà Tĩnh
- Đồng Hới.
 HTĐ miền Trung: bao gồm 9 tỉnh, thành phố trải dài từ Quảng Bình đến Khánh

Hoà và 4 tỉnh Tây Nguyên. HTĐ miền Trung liên kết với HTĐ Quốc gia qua 2
TBA 500kV là Đà Nẵng (2 x 450MVA) và Pleiku (1 x 450MVA); liên kết với
HTĐ miền Bắc qua đường dây 220kV Đồng Hới - Hà Tĩnh; với HTĐ miền Nam
qua đường dây 220kV Nha Trang - Đa Nhim và 2 đường dây 110kV Cam Ranh -
Ninh Hải, Cam Ranh - Đa Nhim; ngoài ra trong HTĐ miền Trung còn có trạm
110kV Đắc Nông (7MVA) của tỉnh Đắc Nông nhận điện từ HTĐ miền Nam qua
đường dây 110kV Thác Mơ - Bù Đăng - Đắc Nông.
 HTĐ miền Nam: bao gồm 23 tỉnh, thành phố phía Nam từ Ninh Thuận đến Cà
Mau. HTĐ miền Nam liên kết với HTĐ Quốc gia qua 5 TBA 500kV là Di Linh (1
x 450MVA), Tân Định (1 x 450MVA), Phú Lâm (2 x 450MVA), Nhà Bè (2 x 600
MVA) và Phú Mỹ 500 (2 x 450MVA); liên kết với HTĐ miền Trung qua đường
dây 220kV Đa Nhim - Nha Trang và 2 đường dây 110kV Ninh Hải - Cam Ranh,
Đa Nhim - Cam Ranh.
Ngoài ra, hiện nay toàn bộ phụ tải các tỉnh Hà Giang, Tuyên Quang, Yên Bái, Phú
Thọ và một phần phụ tải các tỉnh Vĩnh Phúc, Thái Nguyên, Cao Bằng, Quảng Ninh thuộc
HTĐ miền Bắc đang nhận điện từ Trung Quốc với công suất lớn nhất khoảng 570MW và
sản lượng trung bình ngày khoảng 9 - 10 tr.kWh nhằm giảm thiểu nguy cơ thiếu điện ở
khu vực phía Bắc nói riêng và cả nước nói chung.
Công trình HTĐ 500kV được khởi công xây dựng từ tháng 04/1992 và đóng điện
giai đoạn 1 vào ngày 27/5/1994, gồm đường dây 500kV Hòa Bình - Hà Tĩnh - Đà Nẵng -
Pleiku - Phú Lâm, các trạm 500kV Hòa Bình và Phú Lâm (có 1 máy biến áp 500kV công
suất 450MVA).
Sơ đồ lưới điện 500kV khi đóng điện năm 1994 được thể hiện trên hình 1.
Đường dây siêu cao áp 500kV đã tạo ra một bước phát triển mới cho ngành điện
Việt Nam, từ đó HTĐ Việt Nam trở thành HTĐ thống nhất trong toàn quốc. Thời kỳ đầu
đường dây siêu cao áp 500kV truyền tải một lượng công suất lớn từ miền Bắc cung cấp
cho miền Trung và miền Nam đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định phục vụ
sản xuất và nhu cầu sinh hoạt của toàn dân.
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 3 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009

HT§
MiÒn B¾c
4 M¸y ph¸t
Hoµ B×nh Hµ TÜnh §µ N½ng Pleiku Phó L©m
HT§
MiÒn Nam
HT§
MiÒn B¾c
HT§
MiÒn B¾c
HT§
MiÒn B¾c
4 M¸y ph¸t
Hoµ B×nh Hµ TÜnh §µ N½ng Pleiku Phó L©m
HT§
MiÒn Nam
HT§
MiÒn Nam
Hình 1: Sơ đồ lưới điện 500kV khi đóng điện năm 1994
Giai đoạn 2 được thực hiện vào cuối năm 1994, lắp đặt thêm các MBA 450MVA ở
các trạm 500kV (T500) Hòa Bình, Đà Nẵng, Pleiku, Phú Lâm:
- T500 Hòa Bình đóng điện MBA T2 ngày 18/9/1994;
- T500 Đà Nẵng đóng điện MBA T2 ngày 19/9/1994;
- T500 Pleiku đóng điện MBA T1 ngày 12/11/1994;
- T500 Phú Lâm đóng điện MBA T2 ngày 22/9/1994.
Các mốc thời gian hình thành mạch đường dây 500kV thứ nhất (bao gồm cả Trung
tâm Điện lực Phú Mỹ) được thể hiện dưới đây:
Máy biến áp T1 trạm Hoà Bình 22 giờ 30 phút ngày 20/5/1994
Đường dây Hoà Bình đi Hà Tĩnh 18 giờ 15 phút ngày 21/5/1994
Đường dây Hà Tĩnh đi Đà Nẵng 16 giờ 28 phút ngày 23/5/1994

Đường dây Đà Nẵng đi Pleiku 12 giờ 54 phút ngày 25/5/1994
Máy biến áp T1 trạm Phú Lâm 16 giờ 25 phút ngày 25/5/1994
Đường dây Phú Lâm đi Pleiku 17 giờ 30 phút ngày 26/5/1994
Hoà điện lần đầu tiên giữa HTĐ miền Nam với bốn tổ máy nhà máy điện Hoà Bình
tại Đà Nẵng vào lúc 19 giờ 06 phút ngày 27/5/1994.
Hoà điện lần đầu tiên hai phần HTĐ tại trạm 220kV Hoà Bình vào lúc 10 giờ 27
phút ngày 29/5/1994.
Máy biến áp T2 trạm Hoà Bình 20 giờ 35 phút ngày 18/09/1994
Máy biến áp T2 trạm Đà Nẵng 01 giờ 00 phút ngày 19/09/1994
Máy biến áp T2 trạm Pleiku 16 giờ 57 phút ngày 12/11/1994
Máy biến áp T2 trạm Phú Lâm 19 giờ 58 phút ngày 22/09/1994
Đường dây Ialy đi Pleiku 05/05/2000
Tổ máy số 1 Ialy 12/05/2000
Tổ máy số 2 Ialy 13/11/2000
Tổ máy số 3 Ialy 16/05/2001
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 4 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
Tổ máy số 4 Ialy 12/12/2001
Máy biến áp T2 trạm Hà Tĩnh 12 giờ 15 phút ngày 04/10/2002
Đường dây Phú Lâm đi Phú Mỹ 11 giờ 40 phút ngày 15/01/2004
Máy biến áp T1 Phú Mỹ 22 20 giờ 15 phút ngày 13/02/2004
Máy biến áp T1 Phú Mỹ 4 15 giờ 13 phút ngày 01/03/2004
Tổ máy số 1 Phú Mỹ 4 08 giờ 25 phút ngày 08/03/2004
Tổ máy số 2 Phú Mỹ 4 11 giờ 00 phút ngày 09/03/2004
Tổ máy số 1 Phú Mỹ 22 00 giờ 18 phút ngày 10/03/2004
Đến năm 2005 mạch 2 đường dây 500kV được đưa vào vận hành, đã góp phần tăng
liên kết trong HTĐ Quốc gia, cải thiện đáng kể tình hình cung cấp điện và tính kinh tế
trong vận hành HTĐ.
Mạch 2 Phú Lâm - Pleiku 10 giờ 00 phút ngày 19/04/2004
Mạch 2 Đà Nẵng - Pleiku 11 giờ 51 phút ngày 14/11/2004

Mạch 2 Đà Nẵng - Hà Tĩnh 02 giờ 10 phút ngày 23/05/2005
Trạm 500kV Nhà Bè (mới) 02 giờ 18 phút ngày 29/07/2005
Đường dây Phú Lâm - Nhà Bè (mới) 05 giờ 21 phút ngày 09/08/2005
Trạm 500kV Nho Quan (mới) 20 giờ 27 phút ngày 21/08/2005
Đường dây Nho Quan - Hà Tĩnh (mới) 13 giờ 57 phút ngày 22/08/2005
Đường dây Phú Lâm - Tân Định (mạch 2
Pleiku - Phú Lâm tách ra đi vào trạm Tân
Định mới)
16 giờ 00 phút ngày 24/08/2005
Đường dây PleiKu - Tân Định (mạch 2
PleiKu - Phú Lâm tách ra đi vào trạm Tân
Định mới)
22 giờ 15 phút ngày 24/08/2005
Đường dây Phú Mỹ - Nhà Bè (mới) 23 giờ 15 phút ngày 25/08/2005
Trạm 500kV Thường Tín (mới) 23 giờ 50 phút ngày 21/09/2005
Đường dây Nho Quan - Thường Tín 11 giờ 16 phút ngày 23/09/2005
Lưới điện truyền tải 500kV đã thực sự trở thành hệ thống liên kết xương sống của
HTĐ Quốc gia, đóng vai trò quan trọng trong việc phối hợp vận hành các nguồn điện trên
toàn hệ thống, giảm thiểu chi phí vận hành, hỗ trợ dự phòng công suất giữa các HTĐ
miền, tăng độ tin cậy và an toàn trong cung cấp điện cũng như đảm bảo chất lượng điện
năng, tạo điều kiện đưa các nhà máy điện mới vào vận hành đúng tiến độ đảm bảo cân
bằng công suất và năng lượng cho toàn hệ thống.
Từ sau ngày hợp nhất, HTĐ Việt Nam liên tục đạt tốc độ tăng trưởng phụ tải trung
bình xấp xỉ 13.85%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 16.93%. Do tốc độ tăng trưởng của phụ tải
rất cao nên HTĐ Quốc gia thường xuyên phải đối mặt với khả năng thiếu năng lượng vào
mùa khô và thiếu công suất phủ đỉnh vào mùa lũ. Trước đòi hỏi của thực tế, ngành điện
đã đầu tư phát triển, nâng cấp, cải tạo và xây dựng mới nhiều công trình về nguồn điện,
lưới truyền tải và lưới phân phối, bên cạnh đó đã đa dạng hoá hình thức đầu tư, mở rộng
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 5 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009

các thành phần kinh tế cùng tham gia sản xuất điện nhằm đáp ứng nhu cầu phụ tải ngày
càng tăng của HTĐ Quốc gia.
Mặc dù còn có những khó khăn tạm thời về nguồn và lưới điện nhưng Tập đoàn
Điện lực Việt Nam (EVN) đã áp dụng kịp thời các biện pháp cần thiết để đảm bảo cung
cấp điện ổn định cho phát triển nền kinh tế quốc dân và nhu cầu sinh hoạt thiết yếu của
đồng bào cả nước, chỉ đạo Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia tính toán lập phương thức
vận hành an toàn HTĐ và khai thác tối ưu các nguồn điện, giảm thiểu thời gian cắt điện
của khách hàng, đáp ứng nhu cầu cung cấp điện an toàn liên tục, cũng như dự báo khả
năng thiếu điện để Tập đoàn có kế hoạch ứng phó trước.
2. PHỤ TẢI HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
2.1. Phân tích biểu đồ phụ tải
Để có cái nhìn tổng quan về phụ tải HTĐ Việt Nam, trước hết chúng ta xem xét đến
dạng biểu đồ phụ tải. Do ảnh hưởng của đặc điểm khí hậu cũng như tình hình phát triển
của nền kinh tế trong giai đoạn hiện nay, biểu đồ phụ tải HTĐ Việt Nam chia thành 2
dạng điển hình là biểu đồ phụ tải mùa hè và biểu đồ phụ tải mùa đông.
Biểu đồ phụ tải 2 ngày điển hình của năm 2007, được thể hiện chi tiết như sau:
Hình 2a: Biểu đồ phụ tải mùa hè Hình 2b: Biểu đồ phụ tải mùa đông
Qua hai dạng biểu đồ phụ tải trên, ta nhận thấy: biểu đồ phụ tải rất lồi lõm, độ dốc
lớn; thấp điểm ngày của HTĐ thường rơi vào khoảng từ 2 - 4h, cao điểm sáng từ 10 - 11h
và cao điểm tối từ 17 - 20h hàng ngày. Điều này được phản ánh qua hệ số phụ tải của các
năm, cụ thể như sau:
H.Số 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
K1 0.63 0.64 0.65 0.67 0.66 0.68 0.68 0.69 0.7 0.71 0.72 0.72 0.74
K2 0.39 0.4 0.4 0.42 0.4 0.41 0.42 0.42 0.43 0.44 0.45 0.45 0.47
K3 0.48 0.47 0.48 0.51 0.49 0.5 0.5 0.51 0.53 0.55 0.57 0.58 0.61
Bảng 1: Các hệ số phụ tải qua các năm
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 6 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
Ghi chú: K1 = P
tb

/P
max
; K2 = P
min
/P
max
; K3 = P
mintb
/P
maxtb
Yếu tố quyết định vấn đề này là do trong các thành phần phụ tải HTĐ Việt Nam thì
thành phần Quản lý & Tiêu dùng dân cư chiếm tỷ trọng lớn. Chi tiết xem bảng dưới đây:
ĐIỆN THƯƠNG PHẨM 2006
Năm 2005 Năm 2006 (10
6
kWh)
Thực hiện Kế hoạch
Thực hiện đến
30/11/2006
Uớc
tháng 12
Thực hiện
năm 2006
Toàn Tập đoàn 44922.59 50771 47,037 4,294 51,331
Nông, Lâm nghiệp & Thuỷ sản 575.626 532 26 558
Công nghiệp & Xây dựng 0,633.350 22,200 2,169 24,369
Thương nghiệp & K.Sạn nhà hàng 2,120.78 2,261 205 2,466
Quản lý & Tiêu dùng dân cư 9,774.72 20,304 1,746 22,050
Các hoạt động khác 1,732.14 1,715 148 1,863
Bảng 2: Các thành phần phụ tải trong HTĐ Việt Nam

Hình 3: Cơ cấu phụ tải năm 2007
Bên cạnh đó, điểm khác biệt nổi bật là với biểu đồ phụ tải mùa hè (vào các tháng 6,
7, 8) cao điểm sáng HTĐ miền Bắc xấp xỉ hoặc thậm chí vượt cao điểm chiều, đồng thời
nhiều ngày cao điểm các HTĐ miền trùng nhau vào cao điểm sáng nên cao điểm toàn
HTĐ Quốc gia chuyển sang buổi sáng (khoảng từ 10h - 11h) thay vì rơi vào buổi chiều
như các năm trước (xu hướng này bắt đầu xuất hiện từ năm 2003). Điều này có thể được
giải thích do tỉ trọng tải công nghiệp đã tăng, cũng như EVN đã áp dụng nhiều chính sách
quản lý phụ tải như đưa hệ thống công tơ 3 giá vào hoạt động Độ đồng đều của phụ tải
ngày càng tốt, tức là hệ số điền kín phụ tải càng lớn thì càng tạo điều kiện thuận lợi cho
vận hành và tăng tính kinh tế trong vận hành HTĐ. Mặc dù vậy, với biểu đồ phụ tải mùa
đông (các tháng còn lại trong năm) thì cao điểm toàn HTĐ vẫn rơi vào buổi chiều, điều
này được giải thích do vào mùa đông miền Bắc thường tối sớm và cao điểm tối của miền
Nam và miền Bắc trùng nhau.
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 7 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
2.2. Đánh giá tăng trưởng phụ tải
Để đánh giá mức độ tăng trưởng của phụ tải qua các năm, ta cần so sánh về sản
lượng và công suất qua chuỗi năm 1995 - 2007, chi tiết được thể hiện qua các bảng dưới:
a. Tăng trưởng về sản lượng
Bảng 3: Sản lượng phụ tải qua các năm (GWh)
∆Α
9
6
−9
5
∆Α
9
7
−9
6

∆Α
9
8
−9
7
∆Α
9
9
−9
8
∆Α
00
−
99
∆Α
0
1
−
0
0
∆Α
0
2
−0
1
∆Α
0
3
−0
2

∆Α
0
4
−0
3
∆Α
0
5
−0
4
∆Α
0
6
−0
5
∆Α
0
7
−0
6
Q.gia 15.76 13.03 13 9.68 13.91 15.15 16.93 13.36 13.36 14.65 13 13.94
Bắc 11.59 13.52 7.81 7.41 11.45 14.04 15.14 13.64 11.33 14.04 12.22 13.5
Trung 20.38 16.93 18 11.92 15.49 16.91 15.06 13.63 11.52 12.27 13.78 13.16
Nam 14.27 14.29 15.99 11.65 15.31 16.48 18.35 13.74 14.8 14.5 13.49 13.67
Bảng 4: Tốc độ tăng trưởng sản lượng (%)
Hình 3: Biểu đồ sản lượng qua các năm
b. Tăng trưởng về công suất đỉnh
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Q.gia 2796 3177 3595 3875 4329 4893 5655 6552 7408 8283 9255
1018

7
11286
Bắc 1415 1592 1729 1821 1960 2194 2461 2880 3221 3494 3886 4233 4480
Trung 296 349 377 413 477 544 613 684 773 853 979 1056 1167
Nam 1178 1357 1587 1737 1979 2246 2656 3112 3529 4073 4539 5007 5794
Bảng 5: Công suất đỉnh của HTĐ qua các năm (MW)
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 8 -
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Q.gia
14638 16945 19153 21642 23737 27040 31137 36410 41275 46790 53647 60623 69071
Bắc
6481 7232 8210 8851 9507 10596 12084 13913 15811 17603 20074 22528 25570
Trung
121 1459 1706 2013 2253 2602 3042 3500 3977 4435 4979 5665 6410
Nam
6953 7945 9080 10532 11759 13559 15794 18692 21261 24407 27946 31716 36053
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
∆A
9
6
−9
5
∆A
9
7
−9
6
∆A
9
8

−9
7
∆A
9
9
−9
8
∆A
00
−9
9
∆A
01
−
00
∆A
02
−
01
∆A
03
−
02
∆A
04
−
03
∆A
05
−

04
∆A
06
−
05
∆A
07
−
06
Q.gia 13.63 13.16 7.79 11.72 13.03 15.57 15.86 13.06 11.81 11.74 10.07 10.79
Bắc 12.51 8.61 5.32 7.63 11.94 12.17 17.03 11.84 8.48 11.22 8.94 5.83
Trung 17.91 8.02 9.55 15.5 14.05 12.68 11.58 13.01 10.35 14.77 7.87 10.56
Nam 15.2 16.95 9.45 13.93 13.49 18.25 17.17 13.4 15.42 11.44 10.31 15.72
Bảng 6: Tỷ lệ tăng trưởng công suất đỉnh qua các năm(%)
Hình 4: Biểu đồ tăng trưởng công suất qua các năm
Qua các bảng biểu trên, ta nhận thấy rằng: trong 10 năm qua, HTĐ Việt Nam có tốc
độ tăng trưởng phụ tải trung bình là 13.85%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 16.93%; về công
suất có tốc độ tăng trưởng trung bình là 12.35%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 15.86%.
Do tốc độ tăng trưởng của phụ tải rất cao nên liên tiếp trong các năm từ năm 1997
đến nay, HTĐ Quốc gia liên tục phải đối mặt với khả năng thiếu năng lượng vào mùa khô
và thiếu công suất phủ đỉnh vào mùa lũ (thực tế vận hành cho thấy trong chuỗi năm thống
kê trên chỉ có năm 1999 là không phải hạn chế về năng lượng cũng như công suất). Để
khẳng định vấn đề này chúng ta cùng nghiên cứu đến nguồn điện và tốc độ tăng trưởng
nguồn của HTĐ Việt Nam trong 10 năm gần đây.
3. NGUỒN ĐIỆN TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
HTĐ Việt Nam hiện có các loại hình nhà máy điện như: Thuỷ điện, Nhiệt điện than,
Nhiệt điện dầu, Tuabin khí Mỗi loại nhà máy điện có chế độ vận hành khác nhau do đặc
điểm công nghệ phát điện.
3.1. Chế độ vận hành và khai thác nhà máy điện
a. Chế độ vận hành

- Thuỷ điện:
 Theo đặc tính vận hành Tuabin
 Có khả năng ngừng và khởi động thường xuyên
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 9 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
 Có khả năng chạy bù
 Hoặc được giao nhiệm vụ điều tần (Hoà Bình, Trị An)
- Nhiệt điện than, dầu, GT + ST:
 Theo đặc tính công suất (P&Q) của tổ máy
 Vận hành ít điều chỉnh mức công suất phát trong một khoảng thời gian
dài theo yêu cầu HTĐ
- Gasturbine chạy khí hoặc dầu:
 Theo đặc tính công suất (P&Q) của tổ máy
 Vận hành liên tục hoặc phủ đỉnh
b. Chế độ khai thác
- Thuỷ điện:
 Theo điều tiết hồ chứa
 Kế hoạch sửa chữa lớn thường được bố trí vào mùa khô do sản lượng ít
hơn so với mùa lũ
- Nhiệt điện than, dầu:
 Huy động cao trong mùa khô, huy động tối thiểu trong mùa lũ (đảm bảo
công suất đỉnh, chống quá tải, bù điện áp )
 Kế hoạch sửa chữa lớn thường được bố trí vào mùa lũ
- Gasturbine chạy dầu:
 Chạy ở chế độ phủ đỉnh, chống quá tải, bù áp hoặc theo yêu cầu đặc biệt
 Huy động lấy sản lượng nếu thiếu điện năng trong mùa khô
 Kế hoạch sửa chữa theo EOH (số giờ vận hành tương đương)
- Gasturbine chạy khí và đuôi hơi:
 Huy động cao trong mùa khô, giảm khai thác trong mùa lũ (đảm bảo
công suất đỉnh, chống quá tải, bù điện áp )

 Kế hoạch sửa chữa theo EOH (số giờ vận hành tương đương)
3.2. Tình hình phát triển nguồn điện
Để đáp ứng được nhu cầu phát triển cao của phụ tải thì nguồn điện cũng phải phát
triển theo, với phương châm là phát triển nguồn điện luôn đi trước một bước.
Tăng trưởng công suất nguồn điện từ 1995 đến 2007 được thể hiện ở hình 5:
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 10 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
13000
14000
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Thñy ®iÖn NhiÖt ®iÖn than NhiÖt ®iÖn dÇu TBK T§N&Diesel Mua ngoµi
Hình 5: Biểu đồ tăng trưởng công suất qua các năm
Nguồn điện trong HTĐ phải đảm bảo lớn hơn phụ tải đỉnh của HTĐ nhằm đảm bảo
chế độ vận hành an toàn, ổn định, chất lượng, kinh tế. Điều đó được thể hiện qua các tiêu
chí về độ dự trữ công suất và sản lượng, cụ thể như sau:
- Có độ dự trữ để tách các nguồn điện ra sửa chữa theo kế hoạch
- Có độ dự trữ công suất đỉnh cho hệ thống

- Có độ dự trữ về sản lượng
- Có độ dự trữ khi xét đến tăng trưởng của phụ tải trong một khoảng thời gian
nhất định
- Tạo ra sự cạnh tranh để thị trường điện hoạt động có hiệu quả
Bức tranh tổng quan về phát triển nguồn và tăng trưởng phụ tải trong giai đoạn từ
1995 - 2007 được thể hiện qua hình sau:
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 11 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
Hình 5: Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại
Mặc dầu trong 10 năm trở lại đây, tổng công suất nguồn của HTĐ Việt Nam luôn
lớn hơn nhu cầu của phụ tải, nhưng đây mới hoàn toàn ở góc độ công suất thiết kế. Thực
tế, trong HTĐ Quốc gia thuỷ điện chiếm tỷ trọng lớn (từ 50 - 35,30% và giảm dần theo
từng năm), việc khai thác các NMTĐ phụ thuộc rất nhiều vào tình hình thuỷ văn, một số
nhà máy lớn công suất phát phụ thuộc nhiều vào cột nước dẫn tới công suất khả dụng
thay đổi rất nhiều (ví dụ NMTĐ Hoà Bình với cột nước tính toán là 88m thì tổng công
suất nhà máy là 240 x 8 = 1920MW, nếu cột nước tính toán giảm, đặc biệt vào cuối mùa
khô đầu mùa lũ thì công suất của Hoà Bình chỉ còn khoảng 150 x 8 = 1240 MW); các nhà
máy nhiệt điện than phần nhiều là cũ và lạc hậu, vì vậy vận hành không ổn định, thiết bị
phụ hư hỏng nhiều; Tua bin khí chạy không ổn định lại tập trung tại Trung tâm điện lực
Phú Mỹ nên khi sự cố lưới dẫn tới HTĐ mất một lượng công suất lớn; Các nguồn điện
vào không đúng kế hoạch đã đề ra như Uông Bí mở rộng (300MW), Cà Mau (1500MW),
Nhơn Trạch (450MW) Do vậy vào nhiều thời điểm hàng năm việc đáp ứng nhu cầu phụ
tải HTĐ Quốc gia về cả công suất lẫn sản lượng là cực kỳ khó khăn, đặc biệt là khi có
những sự cố về nguồn. Việc khai thác tối ưu các nguồn điện trong hệ thống ở tình trạng
cung luôn nhỏ hơn cầu là rất khó khăn vì nếu các tổ máy mới dự kiến đưa vào hoạt động
không đúng tiến độ hoặc tiến độ sửa chữa không đúng, chất lượng sửa chữa không đảm
bảo sẽ dẫn đến việc cân bằng năng lượng không chính xác và không tối ưu.
3.3. Tỷ trọng nguồn điện
Sau đây là các thống kê tỷ trọng về sản lượng cũng như công suất của các loại NMĐ
trong HTĐ Quốc gia năm 2007.

Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 12 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
Loại nguồn Sản lượng (GWh) Tỉ lệ (%)
Thuỷ điện 22439 33.96%
Nhiệt điện than 11344 17.17%
Nhiệt điện dầu (FO) 2467 3.73%
TBK chạy khí 22236 33.66%
Đuôi hơi 6905 10.45%
TBK chạy dầu (DO) 543 0.82%
Diezel 136 0.21%
Bảng 7: Tỷ trọng sản lượng các nhà máy điện năm 2007
Hình 6: Biểu đồ tỷ trọng sản lượng các nhà máy điện năm 2007
Loại nhà máy Công suất đặt (MW) Tỷ lệ(%)
Tổng 13512 100%
Thuỷ điện 4393 35.30%
NĐ than 1545 10.80%
NĐ dầu 200 1.73%
TBK 3248 26.75%
Diesel + TĐ nhỏ 454 3.93%
IPP & BOT 3668 21.49%
Bảng 8: Công suất đặt các nhà máy điện năm 2007
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 13 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
Hình 7: Biểu đồ tỷ lệ % nguồn năm 2007
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 14 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 15 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
3.4. Công suất đặt và khả dụng các nhà máy điện năm 2007
Bảng 9: Công suất đặt và khả dụng các nhà máy điện năm

2007
Nhà máy Số máy P
tk
(MW) P
kd
(MW)
Tổng công suất 13512 12948
Thuỷ điện 4393 4485
Hoà Bình 8 1920 1960
Thác Bà 3 108 120
Quảng Trị 2 64 64
Vĩnh Sơn 2 66 66
Ialy 4 720 720
Sê San 3 2 260 260
Sông Hinh 2 70 70
Trị An 4 400 440
Thác Mơ 2 150 150
Đa Nhim 4 160 160
Hàm Thuận 2 300 300
Đa Mi 2 175 175
Nhiệt điện than 1545 1505
Phả Lại 1 4 440 400
Phả Lại 2 2 600 600
Uông Bí 2 105 105
Uông Bí mở rộng 1 300 300
Ninh Bình 4 100 100
Nhiệt điện dầu 200 186
Thủ Đức 3 165 153
Cần Thơ 1 35 33
Tua bin khí 3248 2933

Bà Rịa 8GT+S9+S10 399 322
Phú Mỹ 21 4GT+ST23, 26 982 880
Phú Mỹ 1 3GT+S14 1138 1065
Phú Mỹ 4 2GT+ST3 468 440
Thủ Đức 4 111 90
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 16 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
Nhà máy Số máy P
tk
(MW) P
kd
(MW)
Cần Thơ 4 150 136
Diesel và TĐ nhỏ 454 200
Ngoài ngành 3668 3639
Amata 2 13 13
Bourbon 2 24 24
Cà Mau 2 500 500
Cái Lân 6 39 39
Cần Đơn 2 78 78
Cao ngạn 2 115 110
Đạm Phú Mỹ 1 18 18
Formosa 1 150 150
Hiệp Phước 3 375 375
Na Dương 2 110 110
Phú Mỹ 22 2GT+ST3 733 715
Phú Mỹ 3 2GT+ST3 733 726
Sê San 3A 2 108 108
Srokphumieng 2 51 51
VeDan 2 72 72

Mua TQ 550 550
3.5. Phủ biểu đồ phụ tải
Vấn đề huy động nguồn nhằm phủ biểu đồ phủ tải HTĐ Quốc gia trong giai đoạn
hiện nay được thực hiện theo nguyên tắc (sắp xếp theo thứ tự ưu tiên):
- Huy động theo các yêu cầu kỹ thuật (bù điện áp, chống quá tải )
- Huy động theo các yêu cầu khách quan khác (tưới tiêu, giao thông vận tải )
- Huy động theo các ràng buộc trong hợp đồng mua bán điện
- Huy động theo tính toán tối ưu và tính toán thị trường điện
Xem xét một cách tổng quan thì giá điện năng theo các loại hình nhà máy điện được
sắp xếp từ thấp đến cao như sau: Thuỷ điện, Tua bin khí chu trình hỗn hợp, Nhiệt điện
than, TBK chu trình đơn, nhiệt điện dầu, Tua bin khí chạy dầu, diezen.
Bên cạnh đó, như đã phân tích ở trên thì trong các thành phần nguồn của HTĐ Quốc
gia, thuỷ điện chiếm tỷ trọng lớn, việc khai thác các nhà máy này hoàn toàn phụ thuộc
vào yếu tố mùa trong năm.
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 17 -
Cụng ty nhit in Na Dng Khúa o to nhõn viờn vn hnh 2009
T cỏc yu t k trờn cng vi kh nng linh hot trong vn hnh ca cỏc loi
ngun (xem ch vn hnh) s quyt nh n vn huy ng ngun ph biu
ph ti. Trong thc t hin nay, vic ph biu ph ti c chia lm 2 mựa nh sau:
a. Mựa l
Vo mựa l, nc v cỏc h thu in rt di do, do vy cỏc nh mỏy thu in s
c huy ng chy ti a cú th. Th t cỏc ngun ph biu ph ti l: Thu in,
TBK, nhit in than, nhit in du, mua ngoi, thu in, cui cựng l TBK du v
diezen chy ph nh.
Chi tit cỏc thnh phn ngun tham gia ph biu ph ti vo mựa l c th
hin ti hỡnh 9.
Hỡnh 8: T trng thnh phn ngun mựa l
Phủ biểu đồ phụ tải mùa lũ
TBK khí
NĐ than

NĐ dầu
Mua ngoài

Thuỷ điện
TBK dầu
Diesel
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hỡnh 9: Ph biu ph ti mựa l
Trung tõm iu h thng in Quc gia - 18 -
Thu in +
Cụng ty nhit in Na Dng Khúa o to nhõn viờn vn hnh 2009
b. Mựa khụ
Vo mựa khụ, do nc v cỏc h thu in hn ch nờn vic khai thỏc loi nh mỏy
ny hon ton tuõn theo ng iu tit. Th t cỏc ngun ph biu ph ti l: TBK,

nhit in than, nhit in du, mua ngoi, thu in, cui cựng l TBK du v diezen
chy ph nh.
Chi tit cỏc thnh phn ngun tham gia ph biu ph ti vo mựa khụ c th
hin ti hỡnh 11.
Hỡnh 10: T trng thnh phn ngun mựa khụ
Hỡnh 11: Ph biu ph ti mựa khụ
Trung tõm iu h thng in Quc gia - 19 -
Phủ biểu đồ phụ tải mùa khô
TBK khí
NĐ than
NĐ dầu
Mua ngoài

Thuỷ điện
TBK dầu
Diesel
-300
200
700
1200
1700
2200
2700
3200
3700
4200
4700
5200
5700
6200

6700
7200
7700
8200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
4. LƯỚI ĐIỆN
Để cung cấp điện từ nguồn đến phụ tải thì cần phải có một mạng lưới điện (gồm
đường dây và máy biến áp) phát triển rộng lớn. Trên HTĐ Việt Nam hiện nay, lưới điện
được phân ra 2 loại là lưới truyền tải và lưới phân phối, lưới điện có các cấp điện áp sau:
- Lưới truyền tải:
+ Điện áp siêu cao: 500kV
+ Điện áp cao: 220kV, 110kV, 66kV
- Lưới phân phối:
+ Điện áp trung: 35kV, 22kV, 15kV, 10kV, 6kV
+ Điện áp hạ: 220 V
- Máy biến áp được phân ra hai loại là:
+ Máy biến áp ba pha ba cuộn dây
+ Máy biến áp tự ngẫu
4.1. Vai trò của đường dây liên kết 500kV đối với HTĐ Việt Nam
Đường dây siêu cao áp 500kV Bắc - Nam mạch 1 được chính thức đưa vào vận
hành ngày 27/05/1994 mở ra một bước phát triển mới cho ngành điện của Việt nam. Thời
gian đầu đường dây siêu cao áp này đã truyền tải một lượng công suất lớn cung cấp cho
HTĐ miền Trung và miền Nam đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định phục vụ
sản xuất và sinh hoạt của toàn dân. Cùng với thời gian, việc hoàn thiện mạch 1 nhằm đáp
ứng nhu cầu cũng như nâng cao chất lượng cung cấp điện đã được thực hiện bằng việc
lắp mới hoặc lắp thêm các MBA 450MVA ở các trạm 500kV (T500) Hoà Bình, Hà Tĩnh,
Đà Nẵng, Pleiku, Phú Lâm. Qua quá trình vận hành, đường dây 500kV Bắc - Nam mạch
1 đã chứng tỏ được vai trò cực kỳ quan trọng không những trong việc tạo liên kết cho
HTĐ Quốc gia, nâng cao chất lượng cung cấp điện, nâng cao hiệu quả kinh tế trong việc

khai thác và vận hành hệ thống mà còn giữ vai trò điều phối điện năng giữa các miền
trong đất nước.
Tuy nhiên, từ năm 2004 trở đi do điều kiện thời tiết và tốc độ tăng trưởng phụ tải
lớn dẫn đến nhu cầu trao đổi điện năng giữa miền Bắc và miền Nam, nhu cầu cung cấp
điện của miền Trung đã vượt khả năng tải của đường dây 500kV Bắc - Nam mạch 1.
Được sự đồng ý của chính phủ, EVN đã đầu tư xây dựng đường dây 500kV Bắc - Nam
mạch 2 và đến ngày 23/09/2005 đã chính thức khánh thành. Việc xây dựng đường dây
500kV Bắc - Nam mạch 2 đã cứu nguy năng lượng cho các tỉnh miền Bắc vào đầu năm
2005 và các năm tiếp theo, đồng thời đảm bảo tính phù hợp của HTĐ Quốc gia giai đoạn
sau năm 2005.
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 20 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
Hệ thống 500kV Bắc - Nam mạch 2 đi vào vận hành thực hiện chức năng đấu nối
các nhà máy thuỷ điện khu vực Tây Nguyên và các nhà máy TBK ở miền Nam qua 2 hệ
thống đường dây 500kV Bắc - Nam để cung cấp điện cho các tỉnh duyên hải miền Trung
và truyền tải điện ra phía Bắc trong giai đoạn 2005 - 2007. Ngoài ra hai hệ thống đường
dây này còn làm nhiệm vụ trao đổi điện năng giữa các miền của đất nước, đảm bảo vận
hành ổn định, an toàn kể cả trong trường hợp một trong hai đường dây bị sự cố ngừng
cung cấp điện.
Quan sát trong những năm gần đây có thể nhận thấy trào lưu công suất truyền tải
trên từng đoạn đường dây 500kV thay đổi theo từng thời kỳ trong năm:
- Xu thế truyền tải mùa khô là từ Nam ra Bắc. Vào thời điểm các tháng 1 và 2, đoạn
đường dây Đà Nẵng - Pleiku có một số lần tải trên 700MW, cá biệt đạt trên 800
MW. Sau khi tiến hành thay tụ bù dọc của đường dây, vấn đề quá tải của đường
dây này đã được giải quyết cơ bản. Vào thời điểm các tháng 11 và 12 khi tiến hành
tách máy Hoà Bình và Phả Lại 2 sửa chữa, đoạn Đà Nẵng - Hà Tĩnh mang tải rất
cao, thường xuyên vào khoảng 800MW, cá biệt có những thời điểm đạt trên 900
MW.
- Xu thế truyền tải mùa lũ là từ Bắc vào Nam. Tuy nhiên do các yếu tố bất lợi về
thuỷ văn của các hồ thuỷ điện, đặc biệt là hồ Hoà Bình nên giai đoạn từ cuối tháng

5 sang đầu tháng 6 và đầu tháng 9, đường dây Hoà Bình - Hà Tĩnh thường xuyên
mang tải cao ở mức trên 700MW do khai thác cao Hoà Bình.
- Số giờ truyền tải công suất cực đại trên các mạch đường dây 500kV xắp xếp theo
thứ tự tăng dần như sau: ĐD 500kV Đà Nẵng – Pleiku, ĐD 500kV Pleiku – Phú
lâm, ĐD 500kV Hà Tĩnh – Đà Nẵng, Hoà Bình – Hà Tĩnh.
Trong năm 2007, lưới điện 500kV Bắc - Nam vận hành tương đối ổn định. Một số
công trình lưới điện quan trọng đã được đưa vào vận hành như: bổ sung máy biến áp AT1
500kV Đà Nẵng sau khi thay pha A của MBA bị cháy từ ngày 26/12/2006 để chống quá
tải AT2 Đà Nẵng, đưa trạm 500kV Di Linh vào vận hành. Năm 2007, tổn thất trên lưới
truyền tải 500kV đạt 4.02%, giảm 0.12 % so với năm 2006 (4.13%).
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 21 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
4.2. Lưới điện truyền tải của các HTĐ miền
Lưới điện truyền tải của các HTĐ miền bao gồm các cấp điện áp 220kV và 110kV
do 04 công ty Truyền tải điện quản lý vận hành.
- Công ty Truyền tải điện 1 (TTĐ1): lưới điện truyền tải miền Bắc.
- Công ty Truyền tải điện 2 (TTĐ2) và 3 (TTĐ3): lưới điện truyền tải miền Trung
- Công ty Truyền tải điện 4 (TTĐ3): lưới điện tryền tải miền Nam.
Ranh giới quản lý thiết bị:
- Giữa TTĐ1 và TTĐ2 là: cột 339 trên đường dây 220kV Hà Tĩnh - Đồng Hới.
- Giữa TTĐ2 và TTĐ3 là: máy cắt 172 Hoài Nhơn, từ trạm Hoài Nhơn trở vào trong
là do TTĐ3 quản lý.
- Giữa TTĐ3 và TTĐ4 là: máy cắt 171 Tháp Tràm, 272 và 175 Đa Nhim, từ trạm
Tháp Tràm và Đa Nhim trở vào trong là do TTĐ 4 quản lý.
a. Lưới điện truyền tải Miền Bắc
Lưới điện truyền tải của HTĐ miền Bắc chủ yếu là cấp điện áp 220kV. Các nguồn
phát trên hệ thống miền Bắc được bố trí vận hành tương đối ổn định, cùng với việc thay
đổi phương thức kết dây phù hợp tại các trạm nút như Đông Anh, Núi Một, Ba Chè, Nghi
Sơn, Hưng Đông, Mai Động, Sóc Sơn và khai thác tối đa các bộ tụ bù tại các trạm 220
kV, đã làm giảm đáng kể tổn thất điện năng trên lưới truyền tải, góp phần không nhỏ đảm

bảo cung cấp điện an toàn, ổn định, liên tục và kinh tế. Tổng dung lượng tụ bù vô công
trên cấp điện áp 110kV của HTĐ miền Bắc ~ 1065 MVAR
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 22 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
Hiện nay, do mua điện từ phía Trung Quốc nên những khu vực nhận điện từ Trung
Quốc được vận hành tách khỏi HTĐ quốc gia. HTĐ miền Bắc nhận điện từ Trung Quốc
qua 2 đường dây 220kV: Tân Kiều - Lào Cai, Mã Quan - Hà Giang và 3 đường 110kV:
Hà Khẩu - Lào Cai, Maomaotiao - Hà Giang, Đông Hưng - Móng Cái với tổng công suất
mua khoảng 550MW, làm giảm áp lực đảm bảo cấp điện cho miền Bắc và giảm truyên tải
qua đường dây 500kV.
Tuy nhiên, tốc độ tăng trưởng phụ tải trong năm khá cao (công suất lớn nhất tăng
6,06% chưa tính đến phần phụ tải phải sa thải do thiếu nguồn, sự cố nguồn và sự cố, quá
tải thiết bị) so với cùng kỳ năm trước. Mặc dù lưới truyền tải đã được nâng cấp, cải tạo
đưa vào vận hành các trạm mới như trạm 500kV Nho Quan, Thường Tín, trạm 220kV
Bắc Ninh, Yên Bái, Vĩnh Yên… Nhưng một số máy biến áp và các đường dây 220kV
vẫn quá tải vào giờ cao điểm hoặc quá tải khi thay đổi kết dây phục vụ việc đại tu sửa
chữa thiết bị trên hệ thống điện miền. Ví dụ: đường dây 220kV Thường Tín - Phả Lại,
đường dây 110kV Đông Anh - Chèm thường xuyên đầy tải vào cao điểm và có khả năng
quá tải khi các nguồn Phả Lại, Uông Bí phát thấp hoặc sự cố; đường dây 180, 181 Đông
Anh - Phố Nối (E28.1) cũng thường xuyên đầy tải. Mộ số MBA thường xuyên đầy tải và
quá tải: MBA AT1, AT2 Phố Nối, AT1, AT2 Đồng Hoà
Về tình trạng hoạt động của hệ thống rơ le bảo vệ: nhìn chung, hệ thống rơ le bảo vệ
làm việc tin cậy, chọn lọc. Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc đã phối hợp với Công ty
Truyền tải điện 1 bổ sung, hiệu chỉnh và thay thế một số rơ le bị hỏng, rơ le cũ tại các
trạm 220kV Thái Nguyên, Ninh Bình, Chèm, Hà Đông, Nghi Sơn, Tràng Bạch, Thái
Bình, Nam Định Đặc biệt là tính toán, kiểm tra, phối hợp đưa vào vận hành tụ bù ngang
trạm 220kV Vĩnh Yên, tụ bù dọc trạm 220kV Lào Cai, SVC trạm 220kV Việt Trì; hoàn
thiện hệ thống rơ le bảo vệ trạm 220kV Lào Cai, Yên Bái, Việt Trì, Vĩnh Yên trong dự án
mua điện Trung Quốc qua đường dây 220kV Tân Kiều - Lào Cai (giai đoạn 2) và trạm
220kV Hà Giang, Thái Nguyên qua đường dây 220kV Mã Quan - Hà Giang. Đồng thời,

phối hợp với các Ban QLDA đưa các công trình mới: trạm 110kV, các nhà máy điện vào
vận hành trên lưới điện an toàn, đúng tiến độ.
Trong thời gian qua, các Nhà máy, Công ty Điện lực, Công ty truyền tải điện 1 đã
tăng cường kiểm tra, theo dõi cũng như trang bị thêm các rơ le tự động đóng lại cho các
đường dây truyền tải, do vậy đã giảm được rất nhiều thời gian mất điện do sự cố thoáng
qua. Tuy nhiên hiện nay còn rất nhiều trạm tuy đã có rơ le tự động đóng lại nhưng không
đưa vào vận hành được do các đường dây không có máy biến điện áp đường dây.
Nhìn chung, hệ thống rơ le bảo vệ trên HTĐ miền Bắc làm việc tin cậy, chính xác
và chọn lọc. Tuy nhiên vẫn còn bảo vệ tác động sai do chạm chập, hư hỏng mạch nhị thứ;
một số bảo vệ tác động sai chưa xác định rõ nguyên nhân.
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 23 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
b. Miền Trung
Hiện nay, HTĐ miền Trung được cấp điện qua đường dây 500kV và từ hai HTĐ
miền Bắc và Nam, nhà máy thủy điện Ialy phát công suất trực tiếp lên lưới 500kV. Do đó
vai trò của 2 trạm 500kV Đà Nẵng và Pleiku là rất lớn trong việc đảm bảo cung cấp điện
cho miền Trung.
Lưới điện miền Trung trải dài theo địa hình, liên kết hệ thống kết hợp cả 2 cấp điện
áp 220kV và 110kV. Các đường dây tương đối dài, đi qua nhiều khu vực địa hình phức
tạp, thời tiết nhiều giông sét nên số lần sự cố xảy ra nhiều.
Tình hình quá tải:
- Trước đây, trong quý I-2007, tình trạng quá tải thường xuyên MBA AT1 trạm
KrôngBuk (3-8%), quá tải tạm thời MBA T2 trạm Buôn Mê Thuột (0.8%),
MBA T1 trạm Eakar (1%) do tải khu vực Đăklăk tăng cao, thủy điện tại chỗ
thiếu nước và do đặc thù địa lý kết cấu lưới phân phối của Điện lực; các trạm
đầy tải gồm có T1/Điện Nam Điện Ngọc (94%), T1/Đại Lộc (96%), T1/An
Nhơn (93%).
- Hiện nay, do đã lắp thêm MBA, cải tạo lưới phân phối, nguồn nước thủy điện
đủ nên hầu hết không còn tình trạng quá tải thiết bị, ngoại trừ MBA T1/An
Nhơn vẫn đang đầy tải (92%-93%).

Chất lượng điện áp:
- Điện áp cao vào thấp điểm (từ 1 - 4 h sáng) đối với khu vực kết vòng 220 -
500kV giữa NMTĐ Sê San 3- T500 Pleiku - T220 Nha Trang - T220 Đa Nhim
(chủ yếu tập trung vào các ngày lễ tết, ngày nghỉ tải thấp và trong thời gian sự
cố T500 Pleiku, giữa các đợt mưa bão).
- Điện áp cao vào thấp điểm (từ 1 - 4 h sáng) đối với khu vực cuối nguồn 110kV
(Đông Hà) do tải nhỏ.
- Riêng TBA 110kV ĐăkNông nhận điện từ Thủy điện Thác Mơ, vào thấp điểm
điện áp phía 110 duy trì từ 121-123kV tương ứng điện áp đầu ra 23.5-24kV
theo yêu cầu của Điện lực ĐăkNông.
Các công trình mới, nâng cấp cải tạo trong năm 2007 gồm:
- Đóng điện, nâng cấp thêm 2 MBA 220kV, 7 MBA 110kV mới và tăng cường
công suất cho một số trạm 220kV, 110kV đang vận hành với tổng dung lượng
tăng thêm khoảng 392 MVA.
- Công trình trạm mới: 01 công trình (T110 - Bình Tân).
- Công trình cải tạo và nâng cấp trạm: 10 công trình (T220 - Huế, Krôngbuk;
T110 - Huế 2, Điện Nam Điện Ngọc, Đông Hà, Sông Gianh, Liên Chiểu ).
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 24 -
Công ty nhiệt điện Na Dương Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2009
- Công trình mới về nguồn: 7 công trình thủy điện (Sê San 3A, Quảng Trị, Đrây
H’Linh2, Khe Diên, EaKrôngRou, IaGrai3, Đăkrơsa ).
- Đóng điện mới và nâng cấp cải tạo 90km ĐD 110kV.
Đánh giá hiệu quả chung của các công trình mới:
- Khắc phục tình trạng đầy tải các máy biến áp của một số trạm 110kV.
- Giảm tổn thất truyền tải chung trên hệ thống.
- Tăng thêm khả năng nhận điện cho các Điện lực (sau khi Điện lực đã cải tạo và
phát triển thêm hệ thống lưới điện phân phối).
Trong năm 2007, HTĐ miền Trung phải đối đầu với nhiều trận bão lớn và lũ lụt liên
tiếp (điển hình bão số 6), gây thiệt hại nặng nề cho lưới truyền tải và lưới điện phân phối.
HTĐ miền Trung trải dài theo kinh tuyến, liên kết hệ thống chủ yếu bằng đường dây

110kV. Địa hình phức tạp, thời tiết nhiều giông sét bão tố nên số lần sự cố xảy ra nhiều.
Đối với hệ thống rơ le bảo vệ đường dây và trạm:
- Hầu hết trong các lần sự cố trên đường dây và thiết bị trạm hệ thống BVRL và
tự động hóa trong HTĐ miền Trung làm việc tin cây, không có sự cố gây ảnh
hưởng lớn đến cung cấp điện, chức năng tự động đóng lặp lại làm việc có hiệu
quả trong trường hợp sự cố thoáng qua.
- Trong quý I, tồn tại một vài sai sót nhỏ về mạch nhị thứ và chỉnh định tại trạm
dẫn đến máy cắt tác động không chọn lọc gây mất điện phụ tải (Phong Điền,
Diên Sanh, T500 Pleiku, Tuy Hòa 2).
- Trong quý II, do sự cố MBA AT2 T500 Pleiku và kết lưới 220kV yếu tại khu
vực Pleiku - Krôngbuk - Nha Trang, Quy Nhơn nên để tránh tác động không
chọn lọc gây mất điện phụ tải, phải thực hiện khóa một số bảo vệ tại các trạm
E52, E47, E29.
- Trong quý III và quý IV do ảnh hưởng liên tiếp của nhiều đợt bão và lũ lụt gây
sự cố nhiều, tuy nhiên hệ thống BVRL đã làm việc tốt, khắc phục dần các tồn
tại ở các trạm để đưa các khối chức năng BVRL còn thiếu hay khóa vào làm
việc.
Cũng chính đặc điểm đường dây quá dài nên trong nhiều trường hợp thao tác hòa
điện cần phải sa thải phụ tải mới có thể điều chỉnh được điện áp và góc pha trong phạm vi
cho phép.
Trong HTĐ Miền Trung, các khu vực cuối nguồn thường có dòng điện ngắn mạch
nhỏ, chỉ lớn hơn dòng tải cực đại một chút. Đối với các rơ le bảo vệ quá dòng thông
thường không thể phát hiện sự cố, việc giải quyết mâu thuẩn giữa độ nhậy và độ tin cậy
đôi lúc không thể thực hiện. Hệ thống bảo vệ quá dòng dự phòng đường dây nhiều nơi
gần như bị vô hiệu khi chỉnh định dòng tác động theo yêu cầu dòng tải.
Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia - 25 -