Đánh giá hệ thống truyền tải điện việt nam và tính toán phí sử dụng lưới điện truyền tải

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

NGUYỄN VĂN GIÁP

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
-------------------------------------

NGUYỄN VĂN GIÁP

NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN

ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN
VIỆT NAM VÀ TÍNH TOÁN PHÍ SỬ DỤNG
LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT ĐIỆN

2007-2009
HÀ NỘI – 2010


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
-------------------------------------

NGUYỄN VĂN GIÁP

ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN
VIỆT NAM VÀ TÍNH TOÁN PHÍ SỬ DỤNG
LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

CHUYÊN NGÀNH: HỆ THỐNG ĐIỆN
LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT ĐIỆN

Người hướng dẫn khoa học:
VS. GS. TSKH. TRẦN ĐÌNH LONG

HÀ NỘI – 2010


LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là luận văn của riêng tôi. Các kết quả tính toán nêu
trong luận văn là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ một cuốn luận
văn nào khác.
Hà Nội, tháng 3 năm 2010
Tác giả luận văn
Nguyễn Văn Giáp


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
STT

Chữ viết tắt

1

HTĐ

Hệ thống điện

2

TTĐ

Truyền tải điện

3

Cty

Công ty

4

EVN

Vietnam Electricity: Tập đoàn Điện lực Việt Nam

5

QLDA

6

NPT

7

Nguyên nghĩa

Quản lý dự án

National Power Transmission Coporation:
Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia

TNHH MTV Trách nhiệm hữu hạn một thành viên

8

GENCO

Generation Company: Tổng công ty Phát Điện

9

SCIC

State Capital Investment Corporation:
Tổng công ty đầu tư và kinh doanh vốn Nhà nước

10

GDP

Gross Domestic Product: tổng sản phẩm quốc nội

11

ĐD

Đường dây

12

MBA

Máy biến áp

13

NMĐ

Nhà máy điện

14

TSĐ

Tổng sơ đồ

15

PLC

Power Line Carrier: Kênh tải ba

16

STĐB

17

SCADA

Supervisory Control And Data Acquisition: Hệ thống giám
sát điều khiển và thu thập dữ liệu

18

EMS

Energy Management System: hệ thống quản lý năng lượng

19

DMS

Demand Side Management: quản lý nhu cầu

20

RTU

Remote Terminal Units: thiết bị đầu cuối

21

MC

Máy cắt

22

IEC

International Electrotechnical Commission: Uỷ ban Kỹ
thuật điện quốc tế

23

TCP/IP

24

IEDs

Hệ thống sa thải đặc biệt

Transmission Control Protocol/ Internet Protocol: giao thức
kiểm soát truyền thông và Internet
Intelligent Electronic Devices: thiết bị điện tử thông minh


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT (tiếp theo)
STT

Chữ viết tắt

Nguyên nghĩa

25

LAN

Local Area Network : mạng nội bộ

26

WAN

Wide Area Network: mạng diện rộng

27

IEEE

Institute of Electrical and Electronics Engineers: Viện các
kỹ sư điện và điện tử

28

DCS

Distributed Control System: hệ thống điều khiển phân tán

29

ADC

Analog Digital Converter: bộ biến đổi tương tự/số

30

TCT

Thiết bị tự động cắt tải theo tần số

31

AVR

Automatic Voltage Regulator: thiết bị tự động điều chỉnh
điện áp

32

PSS

Power System Stabilizer: thiết bị ổn định hệ thống điện

33

SVC

Static Var Compensator: thiết bị bù ngang có điều khiển

34

AC

Alternating Current: dòng điện xoay chiều

35

DC

Direct Current: dòng điện một chiều

36

VT

Voltage Transformer: máy biến điện áp

37

CT

Current Transformer: máy biến dòng điện

38

UoS

Use of System: phí sử dụng hệ thống


DANH MỤC CÁC BẢNG
Ký hiệu
Bảng 1.1
Bảng 1.2

Tên bảng
Thống kê khối lượng đường dây truyền tải năm 2008
Thống kê khối lượng máy biến áp truyền tải năm 2008

Trang
7
7

Bảng 1.3

Chiều dài đường dây và dung lượng máy biến áp truyền tải
qua các năm

8

Bảng 1.4

Tổng hợp khối lượng xây dựng lưới điện truyền tải tới 2025
theo TSĐ-VI

25

Bảng 2.1

Dòng điện ngắn mạch và thời gian tối đa loại trừ ngắn mạch

33

Bảng 2.2

Điện áp cho phép vận hành trên lưới theo các cấp điện áp

57

Bảng 3

Bảng tổng kết các phương pháp cơ bản xác định phí sử dụng
lưới truyền tải

86

Bảng 4.1
Bảng 4.2
Bảng 4.3
Bảng 4.4
Bảng 4.5
Bảng 4.6
Bảng 4.7
Bảng 4.8
Bảng 4.9
Bảng 4.10

Các thông số của lưới truyền tải
Các kết quả tính toán trào lưu công suất
Chi phí cố định hàng năm cho các đường dây
Phí cơ bản và chi phí bổ sung
Phí R1(1) nhà máy điện G1 phải trả
Phí R1(4) nhà máy điện G4 phải trả
Phí R2(1) nhà máy điện G1 phải trả
Phí R2(4) nhà máy điện G4 phải trả

Kết quả tính toán tại các nút thanh cái
Kết quả tính toán trào lưu công suất trên đường dây

88
90
91
91
92
92
93
93
95
95

Bảng 4.11

Kết quả tính toán mức độ sử dụng
lưới truyền tải và phân bổ phí truyền tải cho các nhà máy

97

Bảng 4.12
Bảng 4.13
Bảng 4.14
Bảng 4.15
Bảng 4.16
Bảng 4.17
Bảng 4.18
Bảng 4.19

Phí truyền tải tính theo các phương pháp
Thông số lưới điện truyền tải
Trào lưu công suất trên lưới
Công suất các nút và nhà máy điện
Ma trận phân phối hướng ngược A
Ma trận nghịch đảo A-1
Xác định mức độ sử dụng lưới truyền tải của các nhà máy điện
Phí sử dụng lưới truyền tải của các nhà máy điện

98
103
104
105
106
108
110
111


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Ký hiệu

Tên hình vẽ và biểu đồ

Trang

Hình 1.1

Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại

9

Hình 1.2

Biểu đồ cơ cấu công suất đặt nguồn năm 2008

10

Hình 2.1

Các chuẩn giao thức được sử dụng trong trạm

43

Hình 2.2

Các chuẩn thông tin liên lạc với bên ngoài

44

Hình 2.3

Xu hướng phát triển của hệ thống thông tin điện lực

47

Hình 2.4

Mô hình SCADA đơn giản trong hệ thống điện

48

Hình 2.5

Mô hình SCADA của trạm hoặc nhà máy điện

50

Hình 3.1

Mô tả tỷ lệ công suất vào/ra tại một nút

75

Hình 4.1

Hệ thống điện đơn giản 5 nút

88

Hình 4.2

Phương án cơ bản

89

Hình 4.3

Phương án chỉ có nhà máy G1 phát

89

Hình 4.4

Phương án chỉ có nhà máy G4 phát

90

Hình 4.5

Trào lưu công suất trung bình của hệ thống

96

Hình 4.6

Chế độ phụ tải cực đại HTĐ 220kV-500kV miền Trung năm 2009

102


MỞ ĐẦU
Từ những thập niên cuối của thế kỷ trước, ngành công nghiệp điện lực trên
thế giới đã có những thay đổi to lớn về cơ cấu tổ chức kinh doanh điều hành, trong
đó thay đổi lớn nhất là cải cách theo hướng áp dụng thị trường điện cạnh tranh ở các
mức độ khác nhau. Ngành điện Việt Nam đứng trước nhu cầu bức thiết là phải cung
cấp điện năng phục vụ cho sự phát triển với tốc độ nhanh của nền kinh tế quốc dân
do vậy cũng đã tiến hành cải tổ sâu rộng về mô hình quản lý.
Ở Việt Nam lộ trình cho việc áp dụng thị trường điện đã được Thủ Tướng
Chính Phủ phê duyệt. Hiện nay, đang áp dụng những bước thí điểm, sau đó sẽ áp

dụng chính thức. Trong thị trường điện lực cạnh tranh thì hệ thống lưới điện truyền
tải sẽ đóng vai trò trung tâm, vì vậy một yêu cầu được đặt ra là cần lựa chọn mô
hình quản lý vận hành phù hợp để nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh. Năm
2008, việc ra đời Tổng Công ty Truyền Tải Điện Quốc Gia (NPT) đánh dấu sự thay
đổi lớn về mặt tổ chức quản lý của hệ thống lưới truyền tải. Song song với việc đổi
mới về quản lý thì việc nghiên cứu cơ chế tính phí sử dụng lưới điện truyền tải đang
được tiến hành khẩn trương với sự tham gia của các đơn vị tư vấn trong và ngoài
nước. Quá trình xây mô hình, phương pháp tính phí đặt không ít khó khăn và gây
nhiều tranh cãi vì liên quan đến nhiều loại chi phí của các bên bán điện và bên phân
phối.
Từ những vấn đề cấp thiết trên, luận văn “Đánh giá hệ thống truyền tải điện
Việt Nam và tính toán phí sử dụng lưới truyền tải” là đề tài nghiên cứu vừa có tính
lý thuyết và thực tiễn cao. Luận văn bao gồm các nội dung chính sau:
Mở đầu
Chương 1: Những vấn đề chung
Chương 2: Yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị đấu nối vào lưới điện truyền tải
Chương 3: Các phương pháp tính toán phí sử dụng hệ thống


Chương 4: Ví dụ áp dụng, kết luận và kiến nghị
Kết luận và kiến nghị
Tác giả xin gửi lời cảm ơn đặc biệt đến Thầy hướng dẫn VS.GS.TSKH Trần
Đình Long đã tận tình chỉ bảo và đóng góp những có ý kiến quý báu giúp tôi hoàn
thành luận văn. Nhân đây, tác giả cũng xin cảm ơn gia đình, các bạn đồng nghiệp đã
luôn động viên giúp đỡ trong quá trình học tập và nghiên cứu.


Chương 1
NHỮNG VẤN ĐỀ CHUNG
1.1 Vai trò của các hệ thống truyền tải

Điện năng là một loại hàng hóa đặc biệt, loại hàng hóa không thể lưu trữ sau
khi sản xuất ra và khách hàng cũng không thể xếp hàng để chờ đến lượt mình mua
hàng được. Dây chuyền sản xuất kinh doanh điện năng ở bất kỳ quốc gia nào cũng
bao gồm 3 khâu liên hoàn: sản xuất – truyền tải – phân phối điện năng xẩy ra đồng
thời, ở bất ký thời điểm nào cũng cần có sự cân bằng giữa công suất phát ra và công
suất tiêu thụ.
Các nguồn năng lượng sơ cấp của các quốc gia thường phân bố ở các vùng
xa xôi hẻo lánh, vì vậy các nhà máy điện thường được xây dựng ở những nơi này và
thường cách xa các trung tâm phụ tải lớn tập trung ở khu vực thành phố thị xã hay
các khu công nghiệp và chế xuất. Do vậy, để chuyên tải điện năng với khoảng cách
rất lớn như vậy, người ta phải xây dựng các lưới điện truyền tải với các cấp điện áp
cao (từ 110kV trở lên) nhằm giảm tổn thất điện năng, điện áp cũng như nâng cao
khả năng tải của đường dây. Khi hệ thống điện càng phát triển về quy mô thì lưới
điện truyền tải càng sử dụng cấp điện áp cao hơn.
Không chỉ có vậy, trong hệ thống điện (HTĐ) lưới điện truyền tải còn có
nhiệm vụ đảm bảo việc liên kết các lưới điện khu vực trở thành một lưới điện thống
nhất. Chính sự liên kết này có vai trò quan trọng trong việc cân bằng năng lượng
quốc gia, nâng cao hiệu quả sử dụng các nguồn năng lượng sơ cấp, chẳng hạn như
có thể tận dụng tối đa công suất phát của thủy điện vào mùa lũ và nhiệt điện vào
mùa khô. Lưới điện truyền tải cũng có vai trò quyết định trong việc giữ ổn định và
tin cậy của HTĐ.
Từ những phân tích trên có thể đưa đến kết luận rằng trong lưới điện truyền
tải luôn giữ vị trí trung tâm trong các hệ thống điện.
1.2 Mô hình quản lý kinh doanh lưới điện truyền tải
1.2.1 Nguyên nhân độc quyền tự nhiên của lưới điện truyền tải


2

Độc quyền tự nhiên là một trường hợp đặc biệt của độc quyền trong kinh tế,

nó thoát ly khỏi ý thức chủ quan của các nhà kinh doanh và được tạo nên do đặc thù
của công nghệ sản xuất hoặc do đặc thù của ngành hàng, lĩnh vực kinh doanh.
Đối với hoạt động truyền tải điện việc thiết lập hai hay nhiều hệ thống truyền
tải hoạt động song song cạnh tranh lẫn nhau sẽ làm lãng phí tài nguyên của đất
nước, những lợi ích mà cạnh tranh mang lại ở đây sẽ là rất nhỏ so với tác hại của
nó. Xem xét mô hình tổ chức hoạt động truyền tải của các nước trên thế giới cho
thấy truyền tải luôn được tổ chức theo mô hình độc quyền, ở một số quốc gia có thể
cho phép tồn tại một vài công ty Truyền tải điện (TTĐ) nhưng các công ty này vẫn
mang tính chất độc quyền theo vùng địa lý và không thể cạnh tranh lẫn nhau.
Như đã phân tích ở mục 1.1 thì trong lĩnh vực sản xuất – kinh doanh điện
năng, truyền tải điện giữ vai trò đặc biệt quan trọng. Việc nhà nước nắm quyền sở
hữu lưới truyền tải là một cơ sở quan trọng để nhà nước quản lý, điều tiết thị trường
điện cũng như các doanh nghiệp khác hoạt động trong ngành công nghiệp năng
lượng này.
1.2.2 Thực trạng mô hình tổ chức quản lý lưới điện truyền tải
Từ tháng 7 năm 2007 trở về trước, mô hình tổ chức công tác đầu tư xây dựng
và quản lý vận hành các lưới điện truyền tải của EVN bao gồm 4 Cty Truyền tải
điện và 3 Ban Quản lý dự án (QLDA) công trình điện miền Bắc, Trung và Nam. Kể
từ ngày 1/4/2007, các Cty Truyền tải đã bàn giao lưới điện 110 kV cho các Cty
Điện lực, chỉ quản lý lưới điện 220 - 500kV. Cty Truyền tải điện 1 quản lý lưới điện
khu vực miền Bắc, đến Hà Tĩnh (29 tỉnh); Cty Truyền tải điện 2 quản lý lưới điện
khu vực Trung Trung Bộ, từ Quảng Bình đến Quảng Nam (7 tỉnh); Cty Truyền tải
điện 3 quản lý lưới điện khu vực Nam Trung Bộ, từ Quảng Ngãi đến Ninh Thuận và
Tây nguyên (7 tỉnh) và Cty Truyền tải điện 4 quản lý lưới điện khu vực miền Nam
(21 tỉnh). Theo mô hình này, các Cty Truyền tải điện (TTĐ) hạch toán phụ thuộc,
hoạt động theo phân cấp và uỷ quyền của EVN, được EVN cấp các chi phí cho hoạt
động quản lý vận hành và đầu tư. Các Cty TTĐ chỉ có chức năng: quản lý, vận hành


3

lưới điện trong địa bàn quản lý; tổ chức lực lượng và thực hiện thí nghiệm, sửa
chữa; quản lý các dự án đầu tư thuộc loại cải tạo, nâng cấp, mở rộng lưới điện hiện
có (các công trình đầu tư mới được giao cho các Ban QLDA). Cho đến năm 2007
thì 4 Cty TTĐ và 3 Ban QLDA đã cơ bản hoàn thành nhiệm vụ của mình, có những
đóng góp rất quan trọng trong việc cung cấp điện cho nền kinh tế quốc dân. Tuy
nhiên, với phương thức quản lý điều hành nói trên, khối lượng công việc tại cơ quan
Tập đoàn sẽ quá lớn, dẫn đến tình trạng quá tải trong xét duyệt, chỉ đạo điều hành,
đôi khi chưa bám sát thực tế quản lý vận hành, đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải.
Do phần lớn các hạng mục công việc phải có sự nhất trí, thông qua của Tập đoàn
nên các đơn vị bị hạn chế tính chủ động, sáng tạo trong giải quyết công việc, cũng
do các đơn vị hạch toán phụ thuộc nên chưa khuyến khích các đơn vị chủ động
giảm thiểu chi phí, thực hành tiết kiệm. Trong khi đã có 3 Ban QLDA của Tập đoàn
thực hiện nhiệm vụ đầu tư các công ty xây dựng các công trình lưới điện mới, thì tại
các Cty TTĐ cũng hình thành các Ban QLDA kiêm nhiệm trực thuộc để thực hiện
các dự án cải tạo, nâng cấp, mở rộng. Như vậy, có tới 2 khối ban QLDA để thực
hiện công việc đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải. Việc tồn tại 2 khối ban QLDA
là điều bất cập trong quản lý, lãng phí nhân lực và trang thiết bị, đồng thời gây
chồng chéo hoặc đùn đẩy trách nhiệm khi xử lý công việc.
Xuất phát từ những bất cập nêu trên và để chuẩn bị các điều kiện tiên quyết
cho thị trường phát điện cạnh tranh và các cấp độ tiếp theo sau khi được Thủ tướng
Chính phủ chấp thuận ngày 7/7/2008 Tập đoàn điện lực Việt Nam đã quyết định
thành lập Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT) theo mô hình công ty trách
nhiệm hữu hạn một thành viên (TNHH MTV), đáp ứng tiêu chí các nhà máy điện
(GENCO), các công ty truyền tải điện, các công ty phân phối điện thuộc EVN được
tổ chức lại dưới dạng các công ty độc lập về hạch toán kinh doanh.
Hiện nay, NPT đang do EVN trực tiếp sở hữu, quản lý, phù hợp với các qui
định hiện hành của Nhà nước, là một phần sức mạnh không tách rời đảm bảo để
EVN chịu trách nhiệm chủ đạo trong việc đáp ứng nhu cầu điện của cả nước và trao
đổi điện với các nước trong khu vực; EVN giữ vai trò chính trong việc đảm bảo

4

cung cấp điện ổn định, an toàn cho sự nghiệp phát triển kinh tế - xã hội. Thực hiện
đầu tư phát triển các công trình lưới điện đồng bộ nhằm nâng cao hiệu quả đầu tư.
1.2.3 Vị trí của NPT trong thị trường điện cạnh tranh
Hiện nay NPT tuy hạch toán độc lập nhưng vẫn thuộc sở hữu và chi phối của
EVN, vậy trong thời gian tới khi mà thị trường điện cạnh tranh dần phát triển ở Việt
Nam thì NPT có thể được đặt một vị trí nào khác ngoài EVN hay không. Hiện có
hai quan điểm đề cập đến vị trí của NPT trong hệ thống quản lý Nhà nước về hoạt
động điện lực.
Theo quan điểm thứ nhất NPT cùng với Điều độ hệ thống điện Quốc gia
được coi là các đơn vị cung cấp dịch vụ chung cho hệ thống điện sẽ được tách
không chỉ hạch toán độc lập mà còn tách độc lập về mặt pháp lý với EVN. Theo
định hướng của thị trường phát điện cạnh tranh, thị phần phát điện của EVN ngày
càng giảm, không còn giữ vị trí thống lĩnh thị trường thì việc tăng cường điều tiết
của Nhà nước thông qua Bộ quản lý ngành là một lựa chọn hợp lý. Tuy nhiên,
nhược điểm của phương án này nếu thực hiện là Chính phủ sẽ phải có một định
hướng mới, phức tạp hơn cho EVN như là một tập đoàn kinh tế nhà nước; đồng thời
cũng không đạt được mục tiêu tách tổ chức và quản lý của chủ sở hữu doanh nghiệp
nhà nước ra khỏi cơ quan hành chính nhà nước, không hạn chế được các tác động
trực tiếp và gián tiếp của cơ quan hành chính nhà nước vào quyết định sản xuất kinh
doanh như cam kết tham gia Tổ chức Thương mại Thế giới trong quá trình hội nhập
kinh tế. Hơn nữa, nếu thực hiện theo phương án này thì cũng chưa phù hợp với chủ
trương của Đảng và Chính phủ là tách chức năng quản lý nhà nước ra khỏi chức
năng điều hành sản xuất kinh doanh.
Quan điểm thứ hai cho rằng, vai trò chủ sở hữu nhà nước có thể được chuyển
về Tổng công ty đầu tư và kinh doanh vốn Nhà nước (SCIC), hoặc một tổ chức
chuyên trách trực thuộc Chính phủ thống nhất thực hiện chức năng chủ sở hữu đối

với phần vốn của Nhà nước đầu tư tại các tập đoàn kinh tế nhà nước có qui mô lớn
và quan trọng. Nếu thực hiện theo phương án này thì được coi là bước tiến lớn trong


5

sắp xếp, đổi mới doanh nghiệp nhà nước, đặc biệt là trong lĩnh vực điện lực. Hoạt
động truyền tải điện sẽ được điều chỉnh bởi các thông lệ quản trị doanh nghiệp
thông thường theo nguyên tắc không phân biệt đối xử. Tuy nhiên, phương án này
cần có sự nghiên cứu thấu đáo do tính chất liên kết hệ thống rất cao trong hệ thống
điện, một phần tử tham gia hệ thống không tốt sẽ dẫn đến cả hệ thống điện hoạt
động không tốt. Để thực hiện mục tiêu phát triển kinh tế xã hội 10 năm (2001-2010)
đã được Đảng Cộng sản Việt Nam đưa ra là đưa nước ta ra khỏi tình trạng kém phát
triển, nâng cao rõ rệt đời sống vật chất và tinh thần của nhân dân, tạo nền tảng để
đến năm 2020 đưa nước ta cơ bản trở thành nước công nghiệp theo hướng hiện đại,
đòi hỏi doanh nghiệp nhà nước trong lĩnh vực công nghiệp cần thể hiện được vai trò
đòn bẩy và động lực chính của nền kinh tế quốc dân, đảm bảo các mục tiêu kinh tế
xã hội lâu dài. Trong giai đoạn nền kinh tế thị trường định hướng xã hội chủ nghĩa ở
giai đoạn đầu, các mục tiêu tăng trưởng luôn gắn chặt với mục tiêu ổn định xã hội.
Định hướng xã hội chủ nghĩa không cho phép sự tăng trưởng kinh tế quá nóng hoặc
không cân bằng, trong khi nền kinh tế vừa được điều chỉnh tăng trưởng với tốc độ
cao đồng thời với mục tiêu an sinh xã hội, tạo ra cơ cấu kinh tế hợp lý. Đồng hành
với tốc độ tăng trưởng GDP cao và ổn định giai đoạn 2001-2008 tăng tương ứng
cho các năm 2001, 2002, 2003, 2004, 2005, 2006, 2007 và 2008 là 6,9%; 7,08%;
7,34%; 7,8%; 8,43%; 8,48% và 6,23%, cơ cấu kinh tế tiếp tục chuyển dịch theo
hướng công nghiệp hóa và việc nghiên cứu xóa bỏ các rào cản về cơ chế, chính
sách, xác lập mục tiêu hoạt động cho các doanh nghiệp nhà nước từng thời kỳ đã
thúc đẩy quá trình chuyển dịch cơ cấu kinh tế này. EVN là một trong những doanh
nghiệp nhà nước đóng vai trò như ngành công nghiệp hạ tầng cũng đã trải qua các
quá trình sắp xếp, đổi mới căn bản để theo kịp với yêu cầu cạnh tranh và phát triển

nội tại của nền kinh tế, hội nhập kinh tế khu vực và quốc tế. Trong quá trình sắp xếp
đổi mới, EVN vẫn giữ vai trò chính trong hoạt động điện lực, nếu NPT vẫn được
giao là đầu mối duy nhất quản lý truyền tải điện thì ngành Điện sẽ tiếp tục thể hiện
vai trò nền tảng hạ tầng của đất nước. Nói tóm lại, để doanh nghiệp Nhà nước như
EVN tiếp tục khẳng định trách nhiệm của mình đối với việc đáp ứng đủ điện phục


6

vụ phát triển kinh tế xã hội, để ngành Điện thể hiện vai trò là đòn bẩy của sự nghiệp
công nghiệp hóa - hiện đại hóa đất nước thì việc giữ NPT trong EVN là điều hợp lý.
Khi đến giai đoạn thị trường điện đã phát triển, hành lang pháp lý cho hoạt động
điện lực đầy đủ, cung cấp điện đã đáp ứng đủ nhu cầu và có dự phòng hệ thống, giá
cả điện năng do qui luật cung cầu quyết định thì lúc đó vấn đề vị trí truyền tải điện ở
trong hay ngoài EVN, truyền tải điện do nhà nước sở hữu hay không phải nhà nước
sở hữu dường như sẽ không còn là nội dung gây tranh cãi. Tuy nhiên, để NPT làm
tốt các chức năng, nhiệm vụ được EVN và nhà nước giao, Bộ Công Thương cần
khẩn trương hoàn thiện hành lang pháp lý, văn bản qui phạm pháp luật cho hoạt
động truyền tải điện nói riêng và hoạt động điện lực nói chung. Cụ thể là giảm thiểu
thủ tục trong các quy định về điều kiện, trình tự, thủ tục cấp, sửa đổi, bổ sung, thu
hồi và quản lý giấy phép hoạt động điện lực, trong đó có giấy phép hoạt động điện
lực đối với hoạt động truyền tải điện; khẩn trương ban hành quy định trình tự, thủ
tục lập, thẩm định và phê duyệt quy hoạch chi phí tối thiểu, qui hoạch phát triển
lưới điện truyền tải. Sớm hoàn thành đề án thiết kế thị trường điện các cấp độ, đặc
biệt là giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh để làm cơ sở pháp lý cho việc thanh
toán phí sử dụng lưới truyền tải điện và tính toán chi phí đấu nối của các nhà máy
điện vào lưới điện truyền tải quốc gia; các quy định về hoạt động của thị trường
điện lực, bao gồm: Quy định vận hành thị trường điện; Quy định lưới điện truyền
tải; Quy định lưới điện phân phối; Quy định đo đếm điện năng; Quy định áp dụng
hợp đồng mua bán điện mẫu cũng cần được ban hành đồng bộ; khẩn trương hoàn

thành các quy định về phương pháp lập, trình tự, thủ tục thẩm định và ban hành các
loại giá và phí trong hoạt động điện lực theo quy định của pháp luật. Truyền tải điện
muốn phát triển bền vững, tiếp tục giữ được vị trí trung tâm trong hệ thống điện thì
không chỉ cần những nỗ lực tối đa từ bản thân NPT, những hoạt động chỉ đạo và
điều hành sát sao của EVN mà còn cần sự đồng bộ về pháp lý từ phía các cơ quan
quản lý nhà nước.


7

1.3 Quá trình hình thành và phát triển hệ thống lưới điện truyền tải
Việt Nam
Lưới điện truyền tải Việt Nam hiện nay đang vận hành với các cấp điện áp
cao áp và siêu cao áp 500kV, 220kV, 110kV sau đây trình bày các giai đoạn phát
triển của lưới điện truyền tải.
1.3.1 Giai đoạn từ 1995 đến 2008
Từ năm 1995 đến nay, nền kinh tế nước ta liên tục tăng trưởng cao nên nhu
cầu điện năng qua các năm cũng tăng trung bình khoảng trên 10%/năm, do vậy để
đáp ứng nhu cầu này thì cả nguồn điện và lưới điện truyền tải đã được nâng cấp và
mở rộng với khối lượng rất lớn, tuy vậy tình trạng thiếu điện vẫn chưa giải quyết
dứt điểm được, đặc biệt nghiêm trọng vào những tháng mùa khô. Dưới đây là bảng
tổng hợp về lưới truyền tải từ năm 1998 đến 2008.
Bảng 1.1 Thống kê khối lượng đường dây truyền tải năm 2008
Cấp điện áp

TTĐ1
887
3232
198

500kV
220kV
110 kV

TTĐ2
1210
319
916

Tổng chiều dài đường dây [km]
TTĐ3
TTĐ4
Các CTĐL
592
597
609
2941
1171
1497
7969

Tổng hệ thống
3286
7101
11751

Bảng 1.2 Thống kê khối lượng máy biến áp truyền tải năm 2008
Cấp điện áp
500kV

220kV

110 kV

66 kV

Miền Bắc

Miền Trung

Miền Nam

Tổng hệ thống

Số máy

5

3

7

15

Tổng
MVA

2250

1350

3450

7050

Số máy

43

20

61

124

Tổng
MVA

6001

2135

10503

18639

Số máy

276

102

317

695

Tổng
MVA

8687

2699

12448

23834

Số máy

-

-

1

1

Tổng
MVA

-

-

38

38

Ghi chú: không kể các máy biến áp khối máy phát


8

Bảng 1.3 Chiều dài đường dây và dung lượng máy biến áp truyền tải qua các năm
Cấp điện áp

Đường dây
[km]

Máy biến áp
[MVA]

500kV

220kV

110 kV

66 kV

1998

1488

2270

6213

312

1999

1528

2830

6430

330

2000

1528

2830

7134

267

2001

1528

3606

7522

208

2002

1528

4266

8123

85

2003

1528

4671

8591

33

2004

2023

4798

9339

33

2005

3265

5230

10874

33

2006

3286

5650

11053

33

2007

3286

6487

11409

0

2008

3286

7101

11751

0

1998

2700

4032

5834

631

1999

2700

5535

6132

657

2000

2700

6036

7737

658

2001

2700

7910

9427

577

2002

3150

9161

11621

501

2003

4050

10752

13740

150

2004

4050

12390

16572

150

2005

6150

14890

18459

150

2006

6600

15923

20656

150

2007

7050

17513

22238

68

2008

7050

18639

23834

38

Trong năm 2008, điện năng sản xuất toàn hệ thống điện Quốc Gia 76557
GWh (bao gồm cả sản lượng điện hạn chế do cắt tải, thiếu nguồn và sự cố nguồn),
tăng 10,84% so với năm 2007 (năm 2007: 69071 GWh). Mức tăng trưởng này thấp
hơn tốc độ tăng trung bình các năm gần đây (tốc độ tăng trưởng trung bình từ năm
1998 đến 2007 là 13.40%).
Về nhu cầu phụ tải năm 2008, công suất cực đại đạt cao nhất ghi nhận được
là 12636 MW, tăng 11.96% so với năm 2007. Thực tế giá trị này có thể cao hơn do
trong năm 2008, do nhiều lý do nhưng do khả dụng nguồn không đáp ứng được phụ
tải cực đại nên nhiều thời điểm phải hạn chế phụ tải nên không thể xác định chính
xác giá trị công suất cực đại thực của hệ thống. Công suất cực đại năm 2008: từ


9

tháng 4 đến tháng 9 chuyển vào cao điểm sáng khoảng từ 10h đến 11h, từ tháng 1
đến tháng 3 và từ tháng 10 đến tháng 12 chuyển vào cao điểm chiều khoảng từ 17h
đến 18h.
Tổng công suất nguồn mới vào vận hành tính đến hết năm 2008 là 2188
MW. Tổng công suất đặt các nguồn điện năm 2008 là 15763 MW tăng 16.65% so
với năm 2007 (13512 MW). Công suất khả dụng tăng 16.81% so với năm 2007.

Tuy nhiên công suất bổ sung vào giai đoạn cuối năm không đáp ứng nhu cầu năng
lượng cho mùa khô 2008 và nhu cầu công suất cực đại cho mùa lũ 2008. Tương
quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải các năm thể hiện ở hình 1.1. Biểu đồ công
suất đặt nguồn điện thể hiện ở hình 1.2.
MW

15763

16000
13512

14000
11576

12000
10010

10000

12636
11286

8884

4461

4910 4910

4000
2000

10626

7871

8000
6000

12270

2796

3177

5285

5726

4329
3595 3875

6233

8283
6552

4893

9255

10187

7408

5655

năm

0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
P_đặt

P_k.dụng

Phụ tải

Hình 1.1 Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại
(nguồn: Trung tâm điều độ HTĐ quốc gia A0)


10

Ngoài ngành
31.31%

Diesel và
TĐ nhỏ
4%

Tua bin khí

20.70%

Thuỷ điện
34.04%

Nhiệt điện dầu
1.27%

Nhiệt điện than
9.80%

Hình 1.2 Biểu đồ cơ cấu công suất đặt nguồn năm 2008
(nguồn: Trung tâm điều độ HTĐ quốc gia A0)
Từ những số liệu công suất của nguồn và tải của HTĐ năm 2008 có thể thấy
tăng trưởng về nguồn thấp hơn tăng trưởng phụ tải, khả năng đáp ứng tải của HTĐ
vẫn chưa cao, nhiều thời kỳ trong năm vẫn chưa đảm bảo được lượng công suất dự
phòng cần thiết để hệ thống vận hành an toàn. Tuy nhiên tất cả các đơn vị trong
toàn EVN đã nỗ lực cố gắng để hệ thống vận hành tốt nhất, giảm tối đa thời gian
ngừng cấp điện cho phụ tải. Có thể đánh giá năm 2008 là thành công trên các
phương diện sau: (i) đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của toàn xã hội một cách tốt
nhất trong điều kiện khó khăn về nguồn điện, đảm bảo an toàn cung cấp điện cho
các sự kiện văn hoá chính trị quan trọng; (ii) đảm bảo kinh tế cho EVN do đã khai
thác tối ưu lượng nước về các hồ thuỷ điện và khai thác hợp lý các nguồn trong hệ
thống điện; (iii) về cơ bản đã giải quyết vấn đề quá tải, điện áp thấp trên lưới truyền
tải so với các năm trước đây.
Về lưới điện, nhiều công trình đường dây và trạm đã chính thức đưa vào vận
hành góp phần đáng kể trong việc đảm bảo cung cấp điện, cải thiện chất lượng điện
áp, giảm tổn thất, chống quá tải và nâng cao độ ổn định vận hành của hệ thống.

11

1.3.2.1

Lưới truyền tải siêu cao áp 500kV

Từ khi được đưa vào vận hành năm 1994 đến nay, lưới truyền tải 500kV
thực sự đã trở thành xương sống của hệ thống điện Việt Nam, chạy suốt từ Bắc vào
Nam với tổng chiều dài 7050 km (năm 2008). Lưới 500kV giữ một vai trò vô cùng
quan trọng trong cân bằng năng lượng quốc gia, đảm nhiệm vai trò liên kết hệ thống
điện 3 miền và có ảnh hưởng lớn tới độ tin cậy cung cấp điện của từng miền.
Nếu như trong các năm đầu vận hành 1994 - 1999 đường dây này chủ yếu
chỉ truyền tải điện năng từ Bắc tới Nam thì trong các năm gần đây do sự phát triển
của nguồn điện ở khu vực miền Nam đường dây 500kV đã giữ vai trò là đường dây
liên kết hệ thống. Trong các năm gần đây vào mùa khô, miền Bắc có xu hướng nhận
điện từ hệ thống điện miền Trung và miền Nam với lượng công suất cực đại khoảng
1000MW.
Đầu năm 2004, EVN đã đóng điện thành công mạch 2 đường dây 500kV Phú
Lâm – Plei Ku và đường dây 500kV Phú Mỹ – Nhà Bè – Phú Lâm. Các mạch
đường dây này cũng góp phần tăng cường khả năng truyền tải công suất chung của
toàn hệ thống. Tuy nhiên, do mức đặt bù tương đối thấp nên đường dây Phú LâmPleiku mạch 2 chưa phát huy được tốt hiệu qủa của mình. Đường dây 500kV Phú
Mỹ – Nhà Bè – Phú Lâm đã đóng điện và phát huy hiệu qủa khi các nhà máy phát
nhiệt điện Phú Mỹ 4 và Phú Mỹ 2.2 vào vận hành. Trạm biến áp 500/220kV Phú
Mỹ hoàn thành trong tháng 8 năm 2005 đã tạo điều kiện cho NĐ Phú Mỹ 3 phát lên
phía 500kV, góp phần giảm quá tải cho các xuất tuyến 220kV từ trạm biến áp
220kV Phú Mỹ. Mạch 2 PleiKu - Dốc Sỏi - Đà Nẵng và Đà Nẵng - Hà Tĩnh đã
đóng điện tháng 11/2004 và tháng 5/2005, giảm bớt tình trạng căng thẳng trong
truyền tải công suất trên đường dây 500kV và góp phần tăng cường độ tin cậy cung
cấp điện cho miền Trung và miền Bắc. Đến 23/9/2005 đưa vào vận hành đoạn còn
lại từ Hà Tĩnh - Nho Quan - Thường Tín, toàn bộ 2 mạch 500kV được vận hành, tạo

liên kết hệ thống Bắc - Trung - Nam với công suất trao đổi khoảng trên 1400MW.
Trong năm 2008, hướng truyền tải công suất trên đường dây 500kV chủ yếu
từ Nam ra Bắc. Sản lượng điện nhận vào của HTĐ miền Bắc từ HTĐ 500kV là 5.04


12

tỷ kWh chiếm 18.9% tổng sản lượng miền, điện nhận của HTĐ miền Trung từ HTĐ
500kV là 2.94 tỷ kWh chiếm 40.7 % tổng sản lượng miền, điện nhận của HTĐ miền
Nam từ HTĐ 500kV là 9.33 tỷ kWh chiếm 23.6 % tổng sản lượng miền.
1.3.2.2 Lưới truyền tải 220kV, 110 kV
Lưới điện truyền tải 220/110kV hầu hết có kết cấu mạch kép hoặc mạch
vòng, do đó độ an toàn cung cấp điện đã được cải thiện đáng kể so với thời gian
trước. Nhờ được thường xuyên nâng cấp, thay thế thiết bị mới cùng với thực hiện
các biện pháp tích cực nên tỷ lệ tổn thất trên lưới truyền tải 220kV, 110 kV ngày
càng giảm. Tuy nhiên ở một số khu vực, lưới điện 220kV đã vận hành lâu năm, tình
trạng thiết bị đã xuống cấp, tiết diện dây dẫn nhỏ không đáp ứng được nhu cầu phụ
tải. Một số khu vực lưới điện 220kV vẫn còn vận hành hình tia mạch đơn như tuyến
dây Hà Tĩnh - Quảng Bình, Đà Nẵng - Huế, Nam Định - Thái Bình, Cai Lậy - Vĩnh
Long, Rạch Giá - Bạc Liêu với chiều dài đường dây khá lớn tính từ nguồn nên độ
an toàn và chất lượng cung cấp điện chưa được đảm bảo.
Trong năm 2008 trên cả ba miền đã đóng điện nghiệm thu đưa vào vận hành
nhiều công trình đường dây và trạm 220kV, 110 kV góp phần to lớn trong việc đảm
bảo cung cấp điện và về cơ bản giải quyết vấn đề quá tải, điện áp thấp trên lưới
truyền tải.
Lưới điện miền Bắc, các đường dây và MBA 220kV đóng điện năm 2008
chủ yếu phục vụ việc đóng điện cho các NMĐ Tuyên Quang, Sơn Động và cải thiện
việc cung cấp điện cho khu vực Hải Phòng, Thái Nguyên; các công trình mới bao
gồm:
-

274 Thái Nguyên - 274 Hà Giang, 275 Thái Nguyên - 272 NMĐ Tuyên
Quang.

-

Đóng rẽ nhánh 273 Tràng Bạch - 272 NMĐ Sơn Động, T3 NMĐ Sơn Động.

-

276 Đồng Hoà - 274 Đình Vũ, AT1 Đình Vũ.

Lưới điện miền Trung, các công trình đưa vào vận hành năm 2008 chủ yếu
phục vụ đóng điện các công trình nguồn mới như A Vương, BuônKuốp. Đảm bảo


13

cấp điện cho công trình trọng điểm Nhà máy lọc dầu Dung Quất, khắc phục tình
trạng đầy tải các máy biến áp của một số trạm 110kV. Cải tạo sơ đồ, nâng dung
lượng 2 trạm biến áp 220kV và 10 trạm biến áp 110kV.
Lưới điện miền Nam trong năm 2008 đã có hàng loạt các hạng mục đầu tư
mới, nâng cấp và cải tạo để đáp ứng nhu cầu gia tăng phụ tải. Giải quyết được các
vấn đề về quá tải, điện áp thấp khu vực miền Tây, hạn chế việc huy động các nguồn
điện Gas Turbine, Diesel. Giải tỏa công suất các NMĐ Cà Mau 1 & 2, Nhơn Trạch
1; các hạng mục chính gồm:
-

Ngày 18/01/2008, đóng điện nhánh rẽ 220kV từ đường dây 220kV Phú
Mỹ 1 – Mỹ Tho 2 vào đến DCL 271-7 NMĐ Nhơn Trạch 1.

-

Ngày 14/05/2008, đấu nối chuyển tiếp sân phân phối 220kV – NMĐ
Nhơn Trạch 1 vào đường dây 220kV Phú Mỹ 1 – Mỹ Tho 2.

-

Ngày 20/05/2008 Chuyển ĐD 220kV 272 NMĐ Cà Mau – Ô Môn &
500kV Ô Môn – Nhà Bè (đoạn Ô Môn – Cai Lậy vận hành tạm 220kV)
đấu nối vào sân phân phối 220kV NMĐ Ô Môn.

-

Ngày 08/06/2008 đóng điện trạm 220kV Cao Lãnh.

-

Ngày 11/06/2008 đóng điện không tải mạch 2 ĐD 500kV Ô Môn – Nhà
Bè (đoạn Ô Môn – Cai Lậy) vận hành tạm 220kV. Ngày 12/06 đấu nối
đường dây này vào đường dây 220kV Phú Lâm – Cai Lậy mạch 1.

-

Ngày 14/06/2008 Đóng điện không tải đường dây 2 mạch 220kV NMĐ
Cà Mau – Rạch Giá.

-

Ngày 09/08/2008, đóng điện vận hành mạch 2 đường dây 220kV Rạch

Giá 2 – NMĐ Cà Mau, đủ cả 3 mạch Rạch Giá 2 – Cà Mau, có thể phát
hết công suất cụm NMĐ Cà Mau 1 & Cà Mau 2.

-

Ngày 20/11/2008, đóng điện trạm 220kV Vĩnh Lộc tạm, giải quyết
được quá tải đường dây 110kV Hóc Môn – Vĩnh Lộc – Phú Lâm, giảm
bớt công suất qua các MBA 220/110 trạm Hóc Môn – Phú Lâm.

Tổng hợp khối lượng đường dây và trạm biến áp 500kV, 220kV, 110kV ba
miền Bắc, Trung, Nam đến cuối năm 2008 được trình bày trong bảng 1.1, 1.2 và 1.3


14

1.3.2.3 Hệ thống rơle bảo vệ và tự động
a. Hệ thống bảo vệ rơle
Nhìn chung thiết bị rơle bảo vệ của lưới điện 500kV & 220kV hoạt động tin
cậy và chọn lọc:
-

Không xảy ra hiện tượng nhảy vượt cấp của bảo vệ 500kV với các sự
cố 220kV và ngược lại.

-

Không có trường hợp sự cố chủ quan do trị số tính toán chỉnh định rơle
không phù hợp.

-

Các trường hợp rơle tác động không đúng (hư hỏng rơle, chạm chập
mạch nhị thứ, tác động chưa rõ nguyên nhân...) nhìn chung đã được các
đơn vị phối hợp kiểm tra, xử lý kịp thời.

Tuy vậy, hệ thống các thiết bị rơle bảo vệ còn một số tồn tại sau:
-

Với việc sử dụng các bảo vệ theo tín hiệu liên động (so lệch dọc,
khoảng cách có kênh truyền), độ tin cậy của bảo vệ đường dây phụ
thuộc không chỉ vào thiết bị rơle bảo vệ, độ chính xác của biến dòng,
biến áp đo lường mà cả thiết bị thông tin.

-

Trên hệ thống 500kV các bảo vệ đường dây đều sử dụng 2 kênh truyền
riêng biệt, cụ thể: kênh truyền cáp quang sử dụng cho bảo vệ so lệch và
kênh truyền PLC sử dụng cho bảo vệ khoảng cách. Riêng đoạn đường
dây 500kV Phú Lâm – Tân Định – Di Linh hiện tại kênh truyền PLC
vẫn chưa hoàn thiện nên các bảo vệ so lệch và khoảng cách phải sử
dụng chung kênh truyền cáp quang.

-

Một số MBA 500kV hiện tại vẫn chưa được trang bị bảo vệ quá dòng
dự phòng như MBA AT1, AT2 Hòa Bình, AT2 Đà Nẵng, AT2 Pleiku.
Tháng 12/2008 tại trạm Phú Lâm mới lắp đặt bảo vệ quá dòng cho
MBA 500kV AT1, AT2.

Hoạt động của hệ thống rơ le bảo vệ tại các HTĐ miền nhìn chung đều đảm

bảo tin cậy, tác động khi có sự cố xảy ra. Các sự cố trên lưới 110kV, 220kV hầu
như tác động cắt sự cố với thời gian nhỏ hơn 0,5s. Trừ các sự cố ở thiết bị phân phối


15

phía trung áp thì thời gian tác động có khi kéo dài đến 2s (để đảm bảo chọn lọc).
b. Hệ thống sa thải phụ tải theo tần số
Hệ thống rơle tần số thấp hiện đại đã được lắp đặt và đưa vào vận hành trên
toàn hệ thống điện Việt Nam vào năm 2002. Tất cả các rơle đều là loại kỹ thuật số
(digital) hoặc rơle tĩnh (static), có độ chính xác cao và hoạt động tin cậy. Các rơle
tần số được chỉnh định từ 49.0Hz đến 47.4Hz (riêng trong HTĐ miền Nam dùng
cấp thấp nhất là 47.8Hz) với các mức chênh lệch 0,2 Hz và thời gian trễ 0s. Các cấp
sa thải tức thời này đóng vai trò quyết định trong việc ngăn chặn sụp đổ tần số
xuống dưới mức 47.5Hz (đây là tần số mà một vài tổ máy trong lưới sẽ phải tách ra
vận hành độc lập).
Tại các Điện lực khu vực Tây Nam bộ và Cao nguyên (Đồng Tháp, Cần Thơ,
Hậu Giang, Cà Mau, An Giang, Sóc Trăng, Trà Vinh, Vĩnh Long, Tiền Giang, Lâm
Đồng, Bình Thuận và Ninh Thuận) có đặt rơ le tần số thấp tác động theo độ dốc tần
số. Hệ thống sa thải phụ tải thông thường đã góp phần hữu hiệu ngăn chặn rã lưới
trong các sự cố nguồn, lưới, thiếu nguồn. Trong năm 2008 hệ thống sa thải phụ tải
đã hoạt động 145 lần, trong đó có 87 lần do thiếu nguồn cao điểm và 35 lần do sự
cố nguồn và 23 lần do sự cố trên hệ thống điện.
Qua thực tế vận hành, ở mức tần số 49,0Hz, hầu hết các rơ le tần số thấp trên
toàn HTĐ Quốc gia cắt không đủ lượng phụ tải yêu cầu theo chương trình sa thải
phụ tải theo tần số ban hành kèm theo công văn số 265-EVN/ĐĐQG-PT ngày
29/07/1999 (5% phụ tải), nhiều tuyến có mức sa thải là 49,0Hz không tác động.
Hệ thống sa thải phụ tải khẩn cấp đầu nguồn 110kV được đặt cho cả 3 miền
để đảm bảo an toàn HTĐ khi bị sự cố nghiêm trọng.
c. Hệ thống sa thải đặc biệt

Đến năm 2008, hệ thống sa thải phụ tải đặc biệt được triển khai ở lưới điện
miền Bắc và miền Nam, phản ứng theo độ dốc tần số và trào lưu công suất tại các
trạm 500kV Hoà Bình và Phú Lâm, được tự động giám sát liên tục và khi mức trao
đổi công suất lên cao (trên 500MW) thì hệ thống này sẽ sẵn sàng hoạt động. Nếu
xảy ra mất công suất ở mức 450 MW trở lên thì rơle tần số hoạt động dựa theo tốc


16

độ suy giảm tần số đã đặt và đưa lệnh cắt.
Hệ thống sa thải đặc biệt (STĐB) được lắp đặt tại 8 trạm 220kV HTĐ Miền
Bắc gồm: Trạm 220kV Hải Phòng, Ninh Bình, Việt Trì, Phố Nối, Thái Nguyên,
T220kV Hà Đông, Mai Động và trạm 110 kV Đông Anh với công suất cắt lớn nhất
đạt 995 MW sa thải trực tiếp phụ tải 110 kV.
d. Hệ thống tự động khác
Trên HTĐ 500kV còn nhiều bộ liên động chống sự cố gây mất ổn định và
chống quá áp khi sự cố. Các mạch liên động theo trạng thái máy cắt và liên động có
khoá trên đường dây 500kV đã được thay đổi để đảm bảo yêu cầu vận hành an toàn
ổn định của hệ thống trong các chế độ vận hành hiện tại.
Trong năm 2008 vận hành ổn định mạch tách đảo dùng 2 tổ máy Hoà Bình
(M3, M4) cung cấp cho một số phụ tải quan trọng của thủ đô Hà Nội.
Mạch tự động sa thải nguồn các tổ máy thuộc NMĐ Hiệp Phước, Phú Mỹ 4,
Phú Mỹ 2.2, Phú Mỹ 3 khi sự cố ĐD500kV Nhà Bè - Phú Lâm được đưa vào vận
hành trong năm 2007. Mạch liên động chống sự cố 2 MBA 500kV trở thành phần tử
truyền tải của ĐD500kV đối với sơ đồ lục giác khi bị hở tại trạm 500kV Đà Nẵng
đã đưa vào làm việc tháng 12/2007. Tương tự tính toán đề xuất phương án xử lý đối
với sơ đồ lục giác tại trạm 500kV Phú Lâm.
Việc thiết kế “Hệ thống mạch sa thải đặc biệt các tổ máy phát khu vực miền
Nam” khi đưa các NMĐ Cà Mau 1, Cà Mau 2, Nhơn Trạch, Ô Môn vào vận hành
đã được tiến hành và sẽ được lắp đặt trong năm 2009. Hệ thống mạch sa thải này sẽ

làm việc khi một số đường dây hoặc máy biến áp tại khu vực miền Tây Nam Bộ bị
sự cố, sẽ tiến hành sa thải bớt công suất của các nhà máy trên để tránh quá tải các
đuờng dây còn lại.
e. Hệ thống SCADA/EMS
Tín hiệu SCADA/EMS tại Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia bao gồm: tín
hiệu đo lường TM (P, Q, U, I, TAP, Hz của đường dây, máy biến áp, tổ máy phát,
thanh cái); TS (trạng thái đóng mở của máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa) và cảnh
báo của các nhà máy điện, các Trạm 500kV và các Trạm 220kV.