Tổng quan về hệ thống điện việt nam

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHỆ CẦN THƠ
BỘ MÔN ĐIỆN – ĐIỆN TỬ

ĐỀ TÀI
GIỚI THIỆU TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN TẠI
VIỆT NAM
GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN

NGUYỄN NHỰT TIẾN

SINH VIÊN NHÓM 5 THỰC HIỆN

Trần Minh Sang
Huỳnh Hữu Tài
Lâm Việt Thanh
Lê Chí Tâm

Cần Thơ, 02/2017

1350422
1350364
1350362
1350278


Mục lục
I.NGUỒN ĐIỆN .......................................................................................................................3
1.Tổng quan hệ thống điện tại Việt Nam ..............................................................................3
2.Nguồn thủy điện .................................................................................................................5
3.Nhiệt điện ...........................................................................................................................9
4.Nguồn năng lượng mặt trời, gió ......................................................................................10

5. Chế độ khai thác.............................................................................................................. 11
6. Đặc điểm nguồn phát điện tại Việt Nam ........................................................................12
II. LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI ..............................................................................................13
1.Đường dây truyền tải ......................................................................................................13
2. Tổn thất điện năng của hệ thống ....................................................................................18
3. Khu vực tiêu thụ..............................................................................................................18
III.TRẠM BIẾN ÁP ...............................................................................................................19
1. Khái niệm .......................................................................................................................19
2. Các trạm biến áp ............................................................................................................19
IV.PHỤ TẢI HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM ......................................................................22
1. Phân tích tình hình tiêu thụ điện tại Việt Nam giai đoạn 2000 – 2014 : .........................22
2. Tương quan Cung – Cầu điện năng ................................................................................29


GIỚI THIỆU TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN TẠI VIỆT NAM

I.NGUỒN ĐIỆN :
1.Tổng quan hệ thống điện tại Việt Nam

- Giai đoạn 1954 – 1975: Từ chiến tranh đến thống nhất Đất nước

Trong giai đoạn này, Cơ quan quản lý nhà nước đầu tiên chuyên trách lĩnh vực
điện là Cục Điện lực trực thuộc Bộ Công Thương đã được thành lập. 2 nhà máy
nhiệt điện và thủy điện lớn nhất được xây dựng trong giai đoạn này là Uông Bí và
Thác Bà góp phần quan trọng nâng tổng công suất nguồn điện toàn quốc đạt
1.326,3MW, tăng đến 42 lần so với vẻn vẹn 31,5MW vào tháng 10/1954.
- Giai đoạn 1976 – 1994: Khôi phục và xây dựng nền tảng
+ Ngành Điện đã tập trung phát huy nội lực phát triển nguồn, lưới điện theo quy
hoạch, từng bước đáp ứng đủ nhu cầu điện cho sự nghiệp đổi mới, phát triển đất
nước. Để thực hiện các tổng sơ đồ phát triển điện lực Chính phủ đã phê duyệt,

ngành Điện khẩn trương xây dựng Nhà máy Nhiệt điện Phả Lại (440 MW), Nhà
máy Thủy điện Hòa Bình (1.920 MW), tăng nguồn điện ở miền Bắc lên gần 5 lần,
tạ bước ngoặt lớn về lượng và chất trong cung cấp điện ở miền Bắc. Ở phía Nam,
Nhà máy Thủy điện Trị An (400 MW) đã nâng tổng công suất ở miền Nam lên
1.071,8 MW, đảm bảo nguồn điện cung cấp cho khu vực có mức tăng trưởng cao
nhất trong cả nước.
+ Về lưới điện, hàng loạt các đường dây và trạm biến áp 220 kV như đường dây
220kV Thanh Hóa – Vinh, Vinh – Đồng Hới, đường dây 110kV Đồng Hới – Huế
- Đà Nẵng… cũng được khẩn trương xây dựng và vận hành. Đặc biệt, trong giai
đoạn này, việc hoàn thành đường dây 500 kV Bắc – Nam với tổng chiều dài 1.487


km và 4 trạm biến áp 500 kV đã mở ra một thời kỳ mới cho hệ thống điện thống
nhất trên toàn quốc. Đây là giai đoạn vô cùng quan trọng khi mà hiệu quả khai
thác nguồn điện được nâng cao, nhờ đó lực lượng cơ khí điện, lực lượng xây lắp
điện, lực lượng tư vấn thiết kế,… cũng trưởng thành nhanh chóng.
- Giai đoạn 1995 – 2002: Hoàn thiện và phát triển
Thời điểm điện năng được xác định là một ngành kinh tế mũi nhọn, có vai trò
quan trọng trong sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước.
Trong giai đoạn này, nhiều biện pháp huy động vốn trong và ngoài nước được đưa
ra nhằm tăng cường xây dựng và đưa vào vận hành nhiều công trình trọng điểm
như Nhà máy thủy điện Ialy (720 MW), Nhà máy thủy điện Hàm Thuận – Đa mi
(475 MW), nâng cấp công suất Nhà máy nhiệt điện Phả Lại lên 1.000 MW,… Đặc
biệt, việc hoàn thành xây dựng Trung tâm Điện lực Phú Mỹ đã đưa trên 2.000
MW vào vận hành và phát điện, nâng tổng công suất lắp đặt toàn hệ thống điện
lên 9.868 MW, giảm áp lực cung ứng điện cho sự phát triển nhanh chóng của khu
vực miền Nam. Mạng lưới truyền tải điện cũng được nâng cấp với hàng ngàn km
đường dây và trạm biến áp 220 kV, 110 kV cùng đường dây 500 kV Bắc – Nam
mạch 2.
- Giai đoạn 2003 – nay: Tái cơ cấu

+ EVN chuyển đổi mô hình quản lý, trở thành tập đoàn kinh tế mũi nhọn của nền
kinh tế, nắm vai trò chủ đạo trong đầu tư, phát triển cơ sở hạ tầng điện lực. Khối
lượng đầu tư xây dựng trong giai đoạn này lên đến 505.010 tỷ đồng, chiếm khoảng
7,14% tổng đầu tư cả nước.
+ Đến cuối năm 2014, cả nước có 100% số huyện có điện lưới và điện tại chỗ;
99,59% số xã với 98,22% số hộ dân có điện lưới. Tại các vùng đồng bào dân tộc,
vùng sâu vùng xa, hầu hết nhân dân các khu vực này đã được sử dụng điện: Khu
vực các tỉnh miền núi Tây Bắc đạt 97,55% về số xã và 85,09% số hộ dân có điện;
khu vực các tỉnh Tây Nguyên là 100% và 95,17%; khu vực Tây Nam Bộ là 100%
và 97,71%. Nhờ đó, góp phần thay đổi cơ bản diện mạo nông nghiệp, nông thôn
Việt Nam.


Công suất tiêu thụ điện của nước ta
tăng nhanh và liên tục qua các năm
giai đoạn từ năm 1954 (32 MW) –
năm 2014 ( 34000 MW).
Qua đó, EVN và các ban ngành liên
quan đang triển Khai thực hiện tái
cơ cấu ngành Điện theo hướng từng
bước thị trường hóa ngành fflện một
cách minh bạch, canh tranh hơn
nhằm nâng cao cả chất và lượng của
nguồn cung điện,đảm bảo an ninh
năng lượng quốc gia và lợi ích tốt
nhất cho người dân.

2.Nguồn thủy điện

- Việt Nam nằm ở khu vực khí hậu nhiệt đới gió mùa, nóng ẩm, mưa nhiều. Lượng

mưa trung bình năm khoảng 2.000 mm. Lượng mưa nơi nhiều nhất đạt tới 4.000
– 5.000 mm, trong khi thấp nhất cũng đạt đến 1.000 mm. Mùa mưa hằng năm kéo
dài từ 3 – 5 tháng và có sự phân hóa vùng miền.
- Địa hình nước ta đến 4/5 diện tích là đồi núi và cao nguyên, trong khi đó mạng
lưới sông ngòi lại dày đặc với mật độ trung bình là 0,6 km/km2. Có 9 hệ thống


sông có diện tích lưu vực từ 10.000 km2 trong đó tổng số các con sông có chiều
dài trên 10km lên đến 2.360. Hầu hết sông ngòi Việt Nam đều đổ ra biển Đông,
hằng năm mạng lưới này vận chuyển ra biển một lượng nước đến 867 tỷ m3/năm
với lưu lượng bình quân khoảng 37.500 m3/s.
- Theo nhiều nghiên cứu cho thấy, có 10 hệ thống sông lớn có tiềm năng phát
triển thủy điện với tổng trữ năng lý thuyết được đánh giá khoảng 300 tỷ kWh/năm,
công suất lắp máy được đánh giá khoảng 34.647 MW. Tổng tiềm năng kỹ thuật
được đánh giá vào khoảng 120 tỷ kWh với công suất khoảng 30.000 MW. Tuy
nhiên nếu xem xét thêm các yếu tố kinh tế - xã hội, tác động đến môi trường và
dự báo về biến đổi khí hậu sẽ xảy ra tại Việt Nam thì tiềm năng kinh tế - kỹ thuật
được đánh giá khoảng 80 – 84 tỷ kWh/năm, tương đương với công suất lắp máy
khoảng 19.000 – 21.000 MW và tập trung chủ yếu trên 3 dòng sông chính là Sông
Đà, Sông Sê San và Sông Đồng Nai.

Tình hình khai thác tài nguyên thủy điện tại 3 hệ thống sông chính


- Sông Đà bắt nguồn từ dãy Ngụy Sơn thuộc tỉnh Vân Nam (Trung Quốc) chảy
vào Việt Nam theo hướng Tây Bắc – Đông Nam ở độ cao trên 1500m. Chiều dài
dòng chính là 930 km trong đó 543 km thuộc lãnh thổ Việt nam, trải dài khắp 7
tỉnh: Lai Châu, Điện Biên, Sơn La, Hoà Bình, Yên Bái, Phú Thọ và Hà Tây cũ.
Sông Đà được coi là một trong ba phụ lưu chính của hệ thống sông Hồng chiếm
55% lượng nước của sông Hồng với tổng lượng nước phát sinh tại chỗ và từ ngoài

lưu vực chảy vào là 52 triệu m3 nước.
- Sông Đà có tiềm năng thủy điện lớn nhất nước ta. Hiện tại, trên bậc thang quy
hoạch hệ thống điện ở lưu vực sông Đà đang vận hành những nhà máy thủy điện
có công suất lớn nhất trên cả nước gồm có Lai Châu (1.200 MW) – Sơn La (2.400
MW) – Hòa Bình (1.920 MW) trên dòng chính Huội Quảng (520 MW) và Bản
Chát (220 MW) trên nhánh Nậm Mu. Hiện tại nước ta đã hoàn thành khai thác
20.104 triệu kWh, đạt 77% năng lượng bậc thang. Dự kiến, đến năm 2016, khi 2
thủy điện lớn là Lai Châu và Huội Quảng đi vào vận hành sẽ hoàn thành khai thác
toàn bộ bậc thang với tổng điện năng là 27.674 triệu kWh, vượt hơn so với mức
năng lượng bậc thang được duyệt là 1.212 triệu kWh (tương ứng 4,5%).
- Sông Sê San là hệ thống sông có tiềm năng thủy điện lớn thứ 3 ở Việt Nam,
chỉ sau sông Đà và sông Đồng Nai. Đây thực chất là một nhánh sông lớn của lưu
vực hạ du sông Mê Kông. Trên lãnh thổ Việt Nam, sông Sê San đi qua địa phận 2


tỉnh Gia Lai và Kontum với chiều dài sông chính là 237 km, diện tích lưu vực
khoảng 11.450 km2. Nhờ điều kiện tự nhiên thuận lợi với lượng mưa nhiều, địa
hình Tây Nguyên dốc núi, sông Sê San được phê duyệt phát triển bậc thang thủy
điện với 7 nhà máy lớn là Thượng Kontum (220 MW) – Pleikrong (100 MW) –
Ialy (720 MW) – Sê San 3 (260 MW) – Sê San 3A (108 MW) – Sê San 4 (360
MW) – Sê San 4A (63 MW).


3.Nhiệt điện
Nhiệt điện khí:
- Có tỷ trọng đóng góp lớn nhất trong cơ cấu nguồn sản xuất nhiệt điện với tỷ
trọng hơn 60% tổng công suất của nhiệt điện. Nguồn nguyên liệu để sản xuất ra
điện là khí tự nhiên được mua lại từ Tập đoàn dầu khí và nhập khẩu, giá bán khí
sẽ biến động theo giá dầu. Mặc dù nguồn khí tự nhiên nước ta khá dồi dào, tuy
nhiên do giá thành sản xuất điện khí ở mức cao do đó mặc dù công suất của các

nhà máy điện khí rất lớn nhưng tỷ lệ khai thác lại không cao.
- Các dự án nhiệt điện khí chủ yếu được quy hoạch tập trung ở khu vực miền
Nam, nơi có nguồn cung cấp khí dồi dào từ Tập đoàn dầu khí. Tính đến thời
điểm cuối 2009 cả nước có 4 nhà máy nhiệt điện khí bao gồm :
Bảng 1 : Các nhà máy nhiệt điện khí

Nhiệt điện than:
- Đứng thứ 2 trong cơ cấu các nguồn nhiệt điện nước ta, nguồn nguyên liệu hiện
nay toàn bộ được mua từ nguồn than đá trong nước của Tập đoàn Than Khoáng
Sản Việt Nam với giá ưu đãi, trong tương lai cùng với sự phát triển của các dự án
này thì nhiều khả năng nước ta sẽ phải nhập khẩu thêm nguồn than bên ngoài.
Chi phí nhiên liệu để vận hành các nhà máy nhiệt điện than thấp hơn nhiều so với
nhiệt điện khí khoảng 60% để đạt được cùng mức công suất và nhiệt lượng. Do
đó nhiệt điện than là nguồn năng lượng được ưu tiên sử dụng thậm chí hơn cả
thủy điện do tính ổn định.
- Miền Bắc có vị trí thuận lợi với trữ lượng than lớn tại Quảng Ninh nên đã xây
dựng các nhà máy nhiệt diện chạy than lớn như: Phả Lại (1.040 MW), Uông Bí
(300 MW) và Ninh Bình (300 MW). Trong tương lai EVN sẽ tiếp tục phát triển
thêm nhiều dự án nhiệt điện than lớn như: Dự án Duyên Hải 1 (Trà Vinh) công
suất 2 x 600 MW, Dự án Vĩnh Tân 2 (Bình Thuận) công suất 2 x 600 MW, Dự án
Hải Phòng 3, công suất 4 x 600 MW…
Nhiệt điện dầu:
- Các nhà máy nhiệt điện dầu thường được xây dựng chung trong tổ hợp các khu
nhiệt điện khí, dầu như khu tổ hợp điện dầu khí Phú Mỹ, do chi phí sản xuất điện


cao nên nhiệt điện dầu chỉ được khai thác nhằm bù đắp lượng điện thiếu tức thời,
do đó đóng góp trong cơ cấu nhiệt điện của nhóm này là thấp.

4.Nguồn năng lượng mặt trời, gió :

- Nước ta nằm trong vùng có số giờ nắng trung bình khoảng 200-2500 giờ/năm
với tổng năng lượng bức xạ mặt trời cao, trung bình khoảng 150-175
kcal/cm2.năm. Tuy nhiên giá thành lắp đặt các bộ pin mặt trời rất cao, khoảng 88,5 USD/W.
- Tiềm năng gió ở nước ta được đánh giá vào khoảng 800-1400 kWh/m2 nằm ở
các hải đảo, 500-1000 kWh/m2 nằm ở vùng duyên hải và Tây Nguyên và dưới
500 kWh/m2 nằm ở các khu vực khác.
- Ở nước ta có 1000 trạm điện gió cỡ gia đình (công suất từ 150-200W). Dự kiến
có thể đưa tổng công suất điện gió lên đến 150MW vào khoảng năm 2020.
- Hiện nay các nguồn năng lượng này đang được chú trọng phát triển đáng chú
ý là các dự án về phong điện (Bình Thuận) và điện mặt trời. Theo đề án quy hoạch
điện VII mà EVN đã trình Bộ Công Thương thì trong tương lai ngoài phát triển
các nguồn điện truyền thống như thủy điện, nhiệt điện, các nhà chuyên môn đã và
đang tính đến phát triển điện nguyên tử, năng lượng mới, năng lượng tái tạo với
tỷ trọng nhất định trong hệ thống điện.
Bảng 2: Đánh giá ưu nhược điểm của các nguồn
điện


Bảng 3: Nguồn cung điện tăng thêm theo Quy hoạch VI (giai đoạn
2010 – 2015)

5. 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)
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.

6. Đặc điểm nguồn phát điện tại Việt Nam :
3 nguồn phát điện chính là Thủy điện, Nhiệt điện khí và Nhiệt điện than, chiếm
tới 95% tổng công suất nguồn điện mỗi năm. Hiện nay, thủy điện vẫn là nguồn
cung điện chính, chiếm gần 50% tổng công suất lắp đặt nguồn điện tại Việt Nam.

- Hiện nay, vị trí lắp đặt của các nhà máy điện đều phụ thuộc rất lớn vào sự phân
bổ của nguồn tài nguyên thiên nhiên, do đó có sự phân hóa rõ rệt về vùng miền.
Nguồn phát điện ở miền Bắc chủ yếu là thủy điện và nhiệt điện than trong khi
nhiệt điện khí chủ yếu xây dựng ở khu vực Nam bộ, nơi có các bể khí của PVN
đang khai thác.
- Thủy điện có tiềm năng ở rải rác hầu hết các khu vực trên cả nước. Tuy nhiên,
trữ năng lớn nhất nằm ở khu vực hệ thống sông Đà ở phía Bắc, sông Đồng Nai ở
miền Nam và sông Sê San ở Tây Nguyên.
Trong tương lai các nhà máy nhiệt điện than sẽ được ưu tiên phát triển. Nhiều nhà
máy sẽ không nhất thiết phải xây dựng gần các mỏ than như trước đây nữa mà
thay vào đó sẽ xây dựng ở khu vực phía Nam, cùng với các cảng chuyên dụng để

nhập khẩu than từ Úc hoặc Indonesia.


II. LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI
1.Đường dây truyền tải :
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
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 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.
- 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


cỏc min ca t nc, m bo vn hnh n nh, an ton k c trong trng hp
mt trong hai ng dõy b s c ngng cung cp in.
- Quan sỏt trong nhng nm gn õy cú th nhn thy tro lu cụng sut truyn
ti trờn tng on ng dõy 500kV thay i theo tng thi k trong nm:
+ Xu th truyn ti mựa khụ l t Nam ra Bc. Vo thi im cỏc thỏng 1 v 2,
on ng dõy Nng - Pleiku cú mt s ln ti trờn 700MW. Vo thi im
cỏc thỏng 11 v 12 khi tin hnh tỏch mỏy Ho Bỡnh v Ph Li 2 sa cha, on
Nng - H Tnh mang ti rt cao, thng xuyờn vo khong 800MW, cỏ bit
cú nhng thi im t trờn 900 MW.
+ Xu th truyn ti mựa l l t Bc vo Nam. Tuy nhiờn do cỏc yu t bt li v
thu vn ca cỏc h thu in, c bit l h Ho Bỡnh nờn giai on t cui thỏng
5 sang u thỏng 6 v u thỏng 9, ng dõy Ho Bỡnh - H Tnh thng xuyờn
mang ti cao mc trờn 700MW do khai thỏc cao Ho Bỡnh.
+ S gi truyn ti cụng sut cc i trờn cỏc mch ng dõy 500kV xp xp

theo th t tng dn nh sau: D 500kV Nng Pleiku, D 500kV Pleiku
Phỳ lõm, D 500kV H Tnh Nng, Ho Bỡnh H Tnh.
+ Trong nm 2007, li in 500kV Bc - Nam vn hnh tng i n nh.
Mt s cụng trỡnh li in quan trng ó c a vo vn hnh nh: b sung
mỏy bin ỏp AT1 500kV Nng sau khi thay pha A ca MBA b chỏy t ngy
26/12/2006 chng quỏ ti AT2 Nng, a trm 500kV Di Linh vo vn
hnh. Nm 2007, tn tht trờn li truyn ti 500kV t 4.02%, gim 0.12 % so
vi nm 2006 (4.13%).
Số giờ truyền tải các mức công suất trên ĐD 500kV năm 2007

Số giờ
1300
1200
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100

Hoà Bình - Nho Quan
Đà Nẵng-PleiKu

Nho Quan - Hà Tĩnh
PleiKu - Phú Lâm

H Tĩnh -Đà Nẵng
Phú Lâm-NhaBe

1100

900

1000

800

700

600

500

400

300

200

0

100

-100

-200

-300

-400

-500

-600

-700

-800

-900

-1000

-1100

-1200

-1300

-1400

-1500

-1600

-1700

-1800

-1900

-2000

-2100

0

Mức công suất


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.
Lưới điện truyền tải Miền Bắc :
- Chủ yếu là cấp điện áp 220kV. Các nguồn phát trên hệ thống 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
- 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.
- 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.
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...).
+ Công trình mới về nguồn: 7 công trình thủy điện (Sê San 3A, Quảng Trị, Đrây
H’Linh 2, 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.


2. Tổn thất điện năng của hệ thống :
Chất lượng điện năng toàn hệ thống chưa cao. Hệ thống điện phụ thuộc quá nhiều
vào đường dây 500kV, việc luôn phải truyền tải một sản lượng rất lớn từ bắc vào
nam khiến cho tổn thất là điều không thể tránh khỏi. Tỷ lệ tổn thất đã có xu hướng
cải thiện rõ nét từ 10,15% năm 2010 xuống chỉ còn 8,6% năm 2014 nhưng với
mức độ mất mát vẫn còn rất cao, lên đến 12,2 tỷ kWh/năm. Giảm tổn thất điện

năng vẫn là một trong những mục tiêu cấp thiết nhất trong những năm tới.

3. Khu vực tiêu thụ
Khâu tiêu thụ là một quá trình liên hoàn giữa các bước điều độ, truyền tải, phân
phối và bán lẻ điện cho người sử dụng cuối cùng. Cũng như hầu hết các quốc gia
trên thế giới, ngành Điện Việt Nam cũng xuất phát từ mô hình công ty điện lực
độc quyền liên kết dọc truyền thống. Hiện nay EVN vẫn đang nắm độc quyền tại
các phân khúc điều độ, mua buôn điện, truyền tải và phân phôi/ bán lẻ điện.


III.TRẠM BIẾN ÁP :
1. Khái niệm :
Trạm biến áp là một công trình để chuyển đổi điện áp từ cấp này sang cấp khác,
đây là một khâu quan trọng trong việc liên kết các lưới điện. Phía cao và hạ áp
của trạm biến áp có các thiết bị phân phối điện năng đi nơi khác qua các đường
dây điện. Trạm biến áp tăng áp làm nhiệu vụ tăng điện áp máy phát lên điện áp
cao hơn để tải điện năng đi xa. Trạm biến áp phân phối làm nhiệm vụ giảm điện
áp cao xuống điện áp thấp hơn thích hợp cho hộ tiêu thụ. Trạm biến áp giảm áp
và trung gian làm nhiệm vụ liên lạc giữa hai lưới điện có cấp điện áp khác nhau.
Ngoài ra trong hệ thống điện có một số trạm làm việc theo chức năng quy định
như: trạm nối( làm nhiệm vụ lien lạc giữa hai hệ thống có tần số khác nhau); trạm
đóng cắt điện(trạm không có máy biến áp); trạm chỉnh lưu(biến dòng điện xoay
chiều thành một chiều); trạm nghịch lưu(biến dòng điện một chiều thành xoay
chiều); trạm bù …
2. Các trạm biến áp :
Trạm biến áp là một phần tử quan trọng trong hệ thống điện, dung lượng các
trạm biến áp trong hệ thống điện lớn hơn gấp nhiều lần dung lượng các nhà máy
điện.
Các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện phụ thuộc nhiều vào : dung lượng;
vị trí; số lượng; phương thức vận hành; … của các trạm biến áp.

Theo cấp điện áp ta có trạm biến áp như sau:
- Cấp cao áp:
+ 500kV – dùng cho hệ thống điện quốc gia, nối liền ba miền
+ 220kV – dùng cho lưới điện truyền tải ; lưới điện khu vực
+ 110kV – dùng cho lưới điện phân phối ; cung cấp cho phụ tải lớn
Các lưới điện này đều là lưới điện bap ha trung điểm nối đất trực tiếp
- Cấp trung áp
+ 22kV – lưới điện bap ha, trung điểm nối đất trực tiếp
+ 35kV – lưới điện bap ha, trung điểm cách đất
Dùng cho lưới điện địa phương, cung cấp điện cho các phụ tải vừa và nhỏ hoặc
các khu dân cư ; dùng làm lưới điện phân phối trong các khu công nghiệp…
- Cấp hạ áp :
+ 380/220V – Lưới điện bap ha, trung tính nối đất trực tiếp
+ 220/110V – Lưới điện một pha hai dây và một pha ba dây
Có thể phân chia trạm biến áp theo hình thức và cấu trúc của trạm biến áp
Trạm biến áp ngoài trời


Máy biến áp AT1 500kV-600MVA tại Trạm biến áp 500kV Phố Nối

Trạm biến áp 220kV Ninh Bình


Ở loại trạm biến áp này, các thiết bị điện phân phối cao áp như máy cắt, dao cách
ly, máy biến áp, thanh góp… đều đặt ngoài trời. Phần phân phối trung áp cũng đặt
ngoài trời; Phần phân phối hạ áp thường đặt trong nhà hoặc đặt trong các tủ chuyên
dùng chế tạo sẵn.
- Trạm biến áp ngoài trời :Thích hợp cho các trạm biến áp tăng, giảm áp và các
trạm biến áp trung gian có công suất lớn có đủ điều kiện vè đất đai để đặt các
trang thiết bị. Các trạm biến áp ngoài trời tiết kiệm được rất nhiều về kinh phí xây

dựng, chi phí cho điện tự dùng.. nên được khuyến khích dùng nếu cos điều kiện.
- Trạm biến áp ngoài trời lai: Các thiết bị điện phân phối phía cao áp đặt ngoài
trời ; các thiết bị phân phối phía trung áp và hạ áp được đặt trong nhà hoặc trong
các tủ chuyên dùng chế tạo sẵn
Trạm biến áp trong nhà :Ở loại trạm biến áp này, các thiết bị điện như : máy cắt,
dao cách ly, máy biến áp, thanh góp,… đặt trong nhà. Ngoài ra vì điều kiện bảo
đảm mỹ quan thành phố… người ta còn xây dựng những trạm biến áp ngầm. Loại
trạm biến áp này khá tốn kếm trong xây dựng và vận hành, bảo quản.

Trạm biến áp cách điện bằng khí SF6 : trong nhà – ngầm
- Ở loại trạm biến áp này, các thiết bị điện như máy cắt, dao cách ly, thanh góp,
máy biến điện áp, máy biến dòng, đầu nối,… đều nằm trong vỏ kín, nối đất và
chứa đầy khí SF6, khí FS6 (sulfur hexafluoride - elegas) được sử dụng vừa làm
môi trường cách điện vừa làm môi trường dập hồ quang. Ưu điểm của loại trạm
biến áp này là : chắc chắn, trọng lượng thấp, diện tích nhỏ, độ tin cậy cao, an toàn,
bảo dưỡng dễ dàng, tuổi thọ cao. Các trạm biến áp cách điện bằng khí SF6 có thể
lắp đặt : ngoài trời, trong nhà, ngầm, di động…


IV.PHỤ TẢI HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
1. Phân tích tình hình tiêu thụ điện tại Việt Nam giai đoạn 2000 –
2014 :
a)Tăng trưởng mạnh mẽ
Trong hơn hai thập niên qua, Việt Nam đã chứng kiến những gia tăng nhanh chóng
về nhu cầu điện trong khi vấn đề nguồn cung luôn gặp căng thẳng để bắt kịp với
cầu. Từ con số khiêm tốn 8,7 triệu MWh vào năm 1990, sản lượng điện đã tăng
gấp 3 lần lên 27,0 triệu MWh vào năm 2000. Những năm 2000 – 2014, trong quá
trình công nghiệp hóa – hiện đại hóa đất nước, dù chịu ảnh hưởng của nhiều thằng
trầm trong phát triển kinh tế như giai đoạn tăng trưởng nóng, suy thoái kinh tế,...
tăng trưởng điện tiêu thụ giai đoạn này không có dấu hiệu suy giảm mà còn tiếp

tục bùng nổ với tốc độ bình quân 13,29%/năm. Sản lượng điện thương phẩm năm
2014 tăng gấp 5,73 lần so với nhu cầu ở năm 2000, đạt 128,43 tỷ kWh.

- Sự gia tăng nhanh chóng của nhu cầu điện đến từ khu vực công nghiệp và xây
dựng do tác động của quá trình chuyển dịch cơ cấu kinh tế theo hướng công
nghiệp hóa – hiện đại hóa. Trong vòng 14 năm, quy mô tiêu thụ điện của khu
vực này tăng mạnh nhất với tốc độ tăng trưởng bình quân lên đến 15,6%/năm,


tăng 7,6 lần từ mức 9,1 TWh năm 2000 lên 69,2 TWh ở năm 2014.
- Khu vực quản lý, tiêu dùng có tỷ lệ tăng trưởng bình quân 10,7%/năm, quy mô
tiêu thụ năm 2014 đạt khoảng 45,7 TWh. Khu vực thương nghiệp và tiêu thụ
khác cũng tăng trưởng gấp 6,1 lần lên mức 11,6 TWh năm 2014. Một trong
những nguyên nhân chính là do trong giai đoạn này, quá trình đô thị hóa tại Việt
Nam diễn ra nhanh chóng, tỷ lệ tăng dân số đô thị theo nghiên cứu của
WorldBank giai đoạn này là 4,1%/năm, là một trong những tỷ lệ cao nhất trong
khu vực. Dân số đô thị thay đổi từ 19% thành thị lên 26% trong 10 năm (2000 –
2010) đã kéo theo lượng tiêu thụ điện từ 2 khu vực này tăng mạnh. Trái ngược
với đó, nhóm tiêu thụ còn lại là nông nghiệp, thủy sản,… (chủ yếu từ vùng nông
thôn) tăng trưởng thấp, đều đặn khoảng 11%/năm.
b.Chuyển dịch về cơ cấu tiêu thụ

- Sự chuyển dịch trong cơ cấu tiêu thụ điện cũng xảy ra rõ nét nhất ở hai nhóm
khách hàng lớn. Những năm đầu của giai đoạn này, quản lý và tiêu dùng là khu
vực tiêu thụ điện chính, chiếm gần 50% tổng sản lượng điện. Nhóm khách hàng
công nghiệp, xây dựng lúc này chỉ chiếm xấp xỉ 40% nhưng vươn lên mạnh mẽ
sau đó trở thành khu vực tiêu thụ lớn nhất, đóng góp đến 53,9% sản lượng điện
thương phẩm cả nước ở năm 2014. Trong khi 2 nhóm khách hàng thương
nghiệp, nông – lâm – ngư nghiệp, vẫn ổn định ở mức khoảng 11% tổng tiêu thụ
mỗi năm thì nhóm tiêu dùng đang giảm dần cơ cấu xuống chỉ còn 35,6%.

- Cụ thể hơn, khi nhìn vào 4 khách hàng lớn nhất trong nhóm “công nghiệp,
xây dựng” là sản xuất giấy, xi – măng, thép và phân bón, tiêu thụ điện của các


khách hàng này đã tăng hơn gấp đôi từ mức 6,8% năm 2007 lên 15,1% năm
2010. Nhu cầu tăng trưởng mạnh không chỉ do sản lượng sản xuất tăng mạnh mà
còn nhờ động lực rất lớn từ giá điện thấp ở Việt Nam. Giá than cho các ngành
công nghiệp trong giai đoạn này đã tăng đến 40%, từ đó các khách hàng này có
xu hướng chuyển dịch công nghệ từ sử dụng các loại năng lượng hóa thạch sang
sử dụng điện nhiều hơn. (Điển hình như công nghệ luyện thép lò điện hồ quang).

- Mặc dù không còn là nhóm tiêu thụ chính nhưng khu vực dân cư vẫn đóng
một vai trò rất quan trọng tạo nên sự tăng trưởng điện năng của nước ta. Đời
sống người dân ngày càng được cải thiện, các thiết bị điện tử, điện máy ngày
càng được sử dụng rộng rãi, phổ biến hơn trong các gia đình Việt Nam. Theo
một thống kê của chính phủ Úc, tỷ lệ sở hữu các thiết bị điện tỷ lệ thuận với tăng
trưởng thu nhập của các hộ gia đình. Hiện nay, đến 99% số hộ ở Việt Nam có
TV riêng, 96% số hộ có sở hữu nồi cơm điện. Tủ lạnh cũng dần trở nên phổ biến
với tỷ lệ lên đến 60%,
- Mặc dù chỉ có 8% số hộ dân sở hữu máy lạnh nhưng đây vẫn là loại thiết bị
tiêu thụ điện nhiều thứ 2 ở Việt Nam sau đèn điện. Cũng theo thống kê này, hầu
hết các hộ gia đình Việt đều có ý định mua máy điều hòa, máy vi tính, tủ lạnh và
máy giặt trong tương lai gần. Điều này chắc chắn sẽ còn thúc đẩy tiêu thụ điện ở
khu vực dân cư tăng trưởng mạnh mẽ trong những năm tới.


c.Tỷ lệ điện khí hóa cao
- Năm 2013, nghĩa là chưa đầy 30 năm đổi mới, Việt Nam chính thức trở thành
quốc gia đang phát triển có tỷ lệ điện khí hóa cao nhất trên Thế giới với tỷ lệ
điện khí hóa lên đến 98%. Đến cuối năm 2014, cả nước có 100% số huyện có

điện lưới và điện tại chỗ; 99,59% số xã với 98,22% số hộ dân có điện lưới. Khu
vực các tỉnh miền núi Tây Bắc đạt 97,55% về số xã và 85,09% số hộ dân có
điện; khu vực các tỉnh Tây Nguyên là 100% và 95,17%; khu vực Tây Nam Bộ là
100% và 97,71%. Nhờ đó, góp phần thay đổi cơ bản diện mạo nông nghiệp,
nông thôn Việt Nam.
- Tỷ lệ điện khí được cải thiện cùng sự tăng trưởng mạnh mẽ của kinh tế dân cư
được thể hiện rõ nét qua tỷ lệ tiêu thụ điện trên đầu người. Một năm trước khi
thực hiện chính sách “Đổi mới”, bình quân mỗi người Việt Nam chỉ tiêu thụ 70
kWh điện. Đến năm 2014, tỷ lệ tiêu thụ đã tăng vọt 20 lần lên trên 1.400
kWh/người.