Nghiên cứu cấu trúc lưới điện truyền tải việt nam và một số phương pháp tính phí đầu nối trong giá truyền tải

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

NGUYỄN VĂN Đ ẠI

NGHIÊN CỨU CẤU TRÚC LƯỚI TRUYỀN TẢI
VIỆT NAM VÀ MỘT SỐ PHƯƠNG PHÁP TÍNH
PHÍ ĐẤU NỐI TRONG GIÁ TRUYỀN TẢI
CHUYÊN NGÀNH: HỆ THỐNG ĐIỆN
LUẬN VĂN THẠC SỸ KHOA HỌC
NGÀNH: 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 công trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả trong luận văn là trung thực và chưa được ai công bố.

Hà nội, tháng 04 năm 2010
Tác giả luận văn

Nguyễn Văn Đại


LÝ LỊCH KHOA HỌC

I. LÝ LỊCH SƠ LƯỢC
Họ và tên:
NGUYỄN VĂN ĐẠI
Giới tính: Nam
Ngày, tháng, năm, sinh: 14/02/1980
Nơi sinh: Bắc Giang
Chức vụ, đơn vị công tác trước khi đi học tập, nghiên cứu:
Công ty AMECO
Chỗ ở hoặc địa chỉ liên lạc:
Phòng kỹ thuật, Công ty cơ điện và máy thủy lực
Tầng 20, Toà nhà Momota, số 151 Nguyễn Đức Cảnh, Hoàng Mai, Hà
Nội
Điện thoại: 0913737229
Email:
II. QUÁ TRÌNH ĐÀO TẠO.
1. Trung học chuyên nghiệp:
Hệ đào tạo:
Thời gian đào tạo từ …./….… đến …./….…
Nơi học (trường, thành phố):
Ngành học:
2. Đại học:
Hệ đào tạo: Chính quy Thời gian đào tạo từ 09/2001 đến 06/2006
Nơi học (trường, thành phố): Đại học Bách Khoa Hà Nội
Ngành học:
Hệ thống điện
Tên đồ án, luận án, hoặc môn thi tốt nghiệp:
Đồ án "Thiết kế bảo vệ rơ le cho trạm biến áp 220kV - Chèm"
Ngày và nơi bảo vệ đồ án, luận án, hoặc thi tốt nghiệp:
Đại học Bách Khoa Hà Nội
Người hướng dẫn: VS.GS.TSKH Trần Đình Long

3. Thạc sỹ:
Thời gian đào tạo từ 09/2007 đến 11/2009
Nơi học (trường, thành phố): Đại học Bách Khoa Hà Nội
Ngành học:
Hệ thống điện


Tên luận văn:
"Nghiên cứu cấu trúc lưới truyền tải Việt Nam và một số phương
pháp tính phí đấu nối trong giá truyền tải"
Ngày và nơi bảo vệ luận văn: Đại học Bách Khoa Hà Nội
Người hướng dẫn: VS.GS.TSKH Trần Đình Long
4. Trình độ ngoại ngữ (biết ngoại ngữ gì, mức độ): Anh ngữ B
III. QUÁ TRÌNH CÔNG TÁC CHUYÊN MÔN KỂ TỪ KHI TỐT NGHIỆP
Thời gian

Nơi công tác

Công việc đảm nhiệm

8/2006 – 11/2009

Công ty AMECO

Cán bộ phòng kỹ thuật

12/2009 – nay

Công ty cơ điện và máy thủy lực

Cán bộ phòng kỹ thuật

IV. CÁC CÔNG TRÌNH KHOA HỌC ĐÃ CÔNG BỐ:
Ngày 30 tháng 03 năm 2010
NGƯỜI KHAI

Nguyễn Văn Đại


1

MỤC LỤC
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT.............................................................................4
DANH MỤC CÁC BẢNG .............................................................................................5
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ ........................................................................................6
MỞ ĐẦU ........................................................................................................................7
CHƯƠNG 1: NGHIÊN CỨU CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM
VÀ VAI TRÒ CỦA ĐƠN VỊ TRUYỀN TẢI TRONGTHỊ TRƯỜNG ĐIỆN.......9
1.1. CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM..................................................... 9

1.1.1. Hiện trạng nguồn và lưới điện:............................................................................9
1.1.2. Hiện trạng lưới truyền tải:.................................................................................13
1.2. DỰ BÁO PHÁT TRIỂN LƯỚI TRUYỀN TẢI. ............................................................. 24

1.2.1 Dự báo phát triển nguồn điện giai đoạn 2011-2015: .........................................24
1.2.2 Dự báo phát triển lưới truyền tải giai đoạn 2011-2015:....................................25
1.3. TỔ CHỨC QUẢN LÝ LƯỚI TRUYỀN TẢI TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM.26

1.3.1 Mô hình quản lý và kinh doanh hiện tại của EVN:.............................................26
1.3.2 Cơ cấu tổ chức, quản lý lưới điện truyền tải: .....................................................31

1.4. HOẠT ĐỘNG CỦA ĐƠN VỊ TRUYỀN TẢI TRONG ĐIỀU KIỆN THỊ TRƯỜNG. .. 41

1.4.1. Giai đoạn thị trường đơn vị mua duy nhất: .......................................................41
1.4.2. Giai đoạn thị trường cạnh tranh mua bán buôn điện:.......................................43
1.4.3. Giai đoạn thị trường cạnh tranh mua bán lẻ điện:............................................46
CHƯƠNG 2: PHÍ TRUYỀN TẢI TRONG CƠ CẤU GIÁ ĐIỆN...............................48
2.1. CƠ CẤU GIÁ ĐIỆN TRONG CƠ CHẾ HẠCH TOÁN NỘI BỘ CỦA EVN................ 48

2.1.1 Biểu giá bán lẻ cho người sử dụng điện: ............................................................49
2.1.2 Giá bán điện nội bộ giữa EVN và các Công ty điện lực: ...................................49


2

2.1.3. Giá hạch toán nội bộ đối với các nhà máy điện:...............................................51
2.1.4 Giá mua điện của EVN từ các nhà máy điện xây dựng - vận hành - chuyển giao
(BOT), nhà sản xuất độc lập (IPP): ...........................................................................54
2.2. SỰ CẦN THIẾT PHẢI TÍNH TOÁN PHÍ TRUYỀN TẢI TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN.
.......................................................................................................................................... 56

2.2.1 Hiệu quả sản xuất kinh doanh và năng suất lao động thấp: ..............................56
2.2.2 Thiếu vốn đầu tư: ................................................................................................57
2.2.3 Chưa có cơ chế khuyến khích các đơn vị thành viên nâng cao năng suất, giảm
giá thành: ...................................................................................................................57
2.2.4 Cơ chế giá điện không phù hợp với hoạt động kinh doanh của các đơn vị hoạt
động điện lực trong cơ chế thị trường: ......................................................................59
2.3. NGUYÊN TẮC VÀ PHƯƠNG PHÁP TÍNH PHÍ TRUYỀN TẢI................................. 61

2.3.1 Nguyên tắc tính phí truyền tải điện: ...................................................................61
2.3.2 Các loại chi phí trong dịch vụ truyền tải:...........................................................62

CHƯƠNG 3: PHÂN BỐ TÀI SẢN ĐẤU NỐI VÀ PHƯƠNG PHÁP TÍNH PHÍ ĐẤU
NỐI TRUYỀN TẢI...............................................................................................66
3.1. PHÂN ĐỊNH RANH GIỚI TÀI SẢN ĐẤU NỐI GIỮA KHÁCH HÀNG VÀ ĐƠN VỊ
TRUYỀN TẢI................................................................................................................... 66

3.1.1. Các vấn đề chính liên quan đến ranh giới:........................................................66
3.1.2 Phân loại ranh giới tài sản:................................................................................70
3.2. PHƯƠNG PHÁP PHÂN BỔ TÀI SẢN ĐẤU NỐI. ....................................................... 73

3.2.1. Giới thiệu chung: ...............................................................................................73
3.2.2. Các trường hợp phân bổ tài sản:.......................................................................74


3

3.3. NHỮNG VẤN ĐỀ CƠ BẢN TRONG PHÍ ĐẤU NỐI TRUYỀN TẢI. ......................... 78

3.3.1 Nguyên tắc chung trong việc tính toán phí đấu nối:...........................................78
3.3.2 Các thành phần trong phí đấu nối:.....................................................................78
3.4. PHƯƠNG PHÁP TÍNH PHÍ ĐẤU NỐI HÀNG NĂM CHO MỘT TÀI SẢN............... 81

3.4.1 Phương pháp xác định phí đấu nối:....................................................................81
3.4.2 Xác định tổng doanh thu từ phí đấu nối: ............................................................81
3.4.3 Tính toán phí đấu nối hàng năm cho một tài sản: ..............................................86
3.4.4 Phương thức thu phí đấu nối truyền tải:.............................................................98
CHƯƠNG 4: MỘT SỐ VÍ DỤ TÍNH TOÁN ÁP DỤNG CHO LƯỚI .......................99
TRUYỀN TẢI VIỆT NAM..........................................................................................99
4.1. VÍ DỤ MINH HOẠ TÍNH TOÁN PHÍ ĐẤU NỐI. ........................................................ 99

4.1.1 Minh hoạ tính toán phí đấu nối hàng năm cho tài sản:......................................99

4.1.2. Tính toán phí đấu nối theo một số dạng sơ đồ đấu nối điển hình: ..................106
4.1.3 Áp dụng tính toán phí đấu nối cho một số nhà máy điện cụ thể:......................109
4.2 PHÂN BỔ PHÍ ĐẤU NỐI CHO CÁC KHÁCH HÀNG CÓ CÙNG ĐIỂM ĐẤU NỐI.110

4.2.1 Phân bổ phí đấu nối cho các khách hàng cùng tham gia đấu nối mới tại cùng
điểm đấu nối:............................................................................................................110
4.2.2 Khách hàng mới đấu nối vào điểm đấu nối đang vận hành: ............................113
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ....................................................................................117
TÀI LIỆU THAM KHẢO ..........................................................................................119
PHỤ LỤC ...................................................................................................................121


4

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
TT Chữ viết tắt

Nguyên nghĩa

1

BOO

Build - Operate- Own: Xây dựng - Vận hành – Sở hữu

2

BOT

Build - Operate- Transfer: Xây dựng - Vận hành - Chuyển giao

3

BQLDALĐ

4

BT

5

CTTTĐ

6

D/R

7

EPTC

Electric Power Trade Company: Đơn vị kinh doanh điện

8

ERAV

Electricity Regulatory Authority of Vietnam: Cục Điều tiết Điện lực

9

EVN

Vietnam Electricity : Tập đoàn Điện lực Việt Nam

10

GAV

Gross Asset Value: Giá trị tổng của tài sản

11

IPP

Independent Power Producer: Nhà sản xuất điện độc lập

12

JV

Joint Venture: Liên doanh

13

LC

Large Consumer: Khách hàng lớn

14

NAV

Net Asset Value: Giá trị còn lại của tài sản

15

NLDC

Trung tâm điều độ Hệ thống điện Quốc gia

16

NMNĐ

Nhà máy nhiệt điện

17

NMTĐ

Nhà máy thủy điện

18

NPT

National Power Transmission Corporation : Tổng công ty truyền tải

19

O&M

Operation and Maintenance Cost: Chi phí vận hành & bảo dưỡng

20

PC

Các Công ty điện lực

21

PPA

Power Purchase Agreement: Hợp đồng mua bán điện

22

RR

Rate of return: Suất thu lợi

23

SB

Single Buyer: Một người mua

24

SO

System Operator: Đơn vị vận hành hệ thống

Ban quản lý dự án lưới điện
Build - Transfer: Xây dựng - Chuyển giao
Công ty Truyền tải điện
Distributor/Retailer: Phân phối/bán lẻ


5

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1. Công suất các nguồn điện trong HTĐ tính đến cuối năm 2008.................... 10
Bảng 1.2. Sản lượng điện của các NMTĐ lớn. ................................................................. 11
Bảng 1.3. Phát triển sản xuất của các NMNĐ .................................................................. 12
Bảng 1.4. Công suất – điện năng trao đổi qua trạm 500kV ............................................ 13
Bảng 1.5. Khối lượng đường dây và TBA tính đến cuối năm 2008 .............................. 14
Bảng 1.6. Sản lượng điện kinh doanh của toàn hệ thống năm 2008 .............................. 27
Bảng 1.7. Mô hình tổ chức hiện tại và số lượng lao động của các CTTTĐ ................. 39
Bảng 1.8. Mô hình tổ chức hiện tại và số lượng lao động của các BQLDALĐ ........... 40
Bảng 2.1. Bảng so sánh phân loại chi phí ......................................................................... 65
Bảng 3.1. Mức chi phí vận hành và bảo dưỡng ở Châu Âu, % ...................................... 90
Bảng 4.1. Một số chỉ tiêu tài chính của Công ty truyền tải điện 1 ............................... 101
Bảng 4.2. Bảng các chi phí theo yếu tố bảo dưỡng và vận hành truyền tải ................ 102
Bảng 4.3. Bảng hệ số vận hành và bảo dưỡng truyền tải qua các năm ....................... 102
Bảng 4.4. Bảng tính phí đấu nối cho tài sản có tổng nguyên giá là 20.000.000 đ ..... 103
Bảng 4.5. Danh mục phí đấu nối năm đầu tiên cho các kiểu tài sản............................ 105

Bảng 4.6. Danh mục các tài sản đấu nối và phí đấu nối năm đầu tiên ........................ 107
Bảng 4.7. Danh mục phí đấu nối cho sơ đồ tứ giác ....................................................... 109
Bảng 4.8. Danh mục các tài sản đấu nối và phí đấu nối năm đầu tiên (Phú Mỹ 2-2) 109
Bảng 4.9. Danh mục các tài sản đấu nối và phí đấu nối năm đầu tiên (Phú Mỹ3 .....110
Bảng 4.10. Bảng phân bổ tài sản đấu nối vào điểm đấu nối mới ................................. 113
Bảng 4.11. Bảng phân bổ tài sản đấu nối vào điểm đấu nối đang vận hành ............... 115


6

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ

Hình 1.1. Mô hình quản lý và kinh doanh hiện tại của EVN ................................27
Hình1.2. Dòng tiền luân chuyển giữa EVN và các đơn vị.......................................31
Hình1.3. Cơ cấu tổ chức của NPT .............................................................................33
Hình 1.4. Cơ cấu tổ chức của cơ quan NPT .............................................................34
Hình 1.5. Cơ cấu tổ chức của Công ty Truyền tải điện 1 ........................................35
Hình 1.6. Cơ cấu tổ chức của Công ty Truyền tải điện 2 ........................................36
Hình 1.7. Cơ cấu tổ chức của Công ty Truyền tải điện 3 ........................................37
Hình 1.8. Cơ cấu tổ chức của Công ty Truyền tải điện 4 ........................................38
Hình 1.9. Cơ chế giá điện nội bộ của EVN ...............................................................50
Hình 3.1. Tài sản đấu nối phía nhà máy...................................................................72
Hình 3.2. Tài sản đấu nối phía phụ tải ............................................................................68
Hình 4.1 Sơ đồ đấu nối kiểu hai thanh cái có thanh cái vòng...............................106
Hình 4.2. Sơ đồ đấu nối mới theo kiểu tứ giác. ......................................................108
Hình 4.3. Sơ đồ Nhà máy điện và Công ty phân phối có cùng điểm đấu nối...............111
Hình 4.4. Sơ đồ đấu nối khách hàng mới vào điểm đấu nối đang vận hành.......114


7

MỞ ĐẦU
Bắt đầu từ những thập niên cuối của thế kỷ XX, ngành điện đã đứng trước
những thay đổi to lớn về cơ cấu tổ chức và kinh doanh.Nhiều nước trên thế giới đã
và đang diễn ra quá trình cải tổ và cơ cấu lại ngành điện. Đầu tiên là các nước châu
Mỹ và châu Âu như: Mỹ , Chi lê, Arghentina, Anh, Newzeland những năm 70 – 80;
tiếp đến là Úc, Thuỵ Điển, Na Uy, Đức những năm 80 – 90; sau đó là hàng loạt các
nước châu Âu, châu Á như Singapo, Ấn Độ, Trung Quốc, Philippin, Inđônêxia, Hàn
Quốc và rất nhiều nước khác. Những áp lực về kinh tế - xã hội đã bắt buộc ngành
điện phải cải tổ để phù hợp với xu hướng toàn cầu hoá nền kinh tế thế giới đang
điễn ra rất mạnh mẽ.
Nhiều mô hình kinh doanh điện hiện đại đã được xây dựng và đang hình thành,
phát triển tại nhiều quốc gia như: Mô hình thuê truyền tải, mô hình thị trường một
đơn vị mua duy nhất, mô hình thị trường cạnh tranh bán buôn, mô hình thị trường
cạnh tranh bán lẻ. Các hình thức kinh doanh này đã và đang hoạt động hiệu qủa ở
một số nước Bắc Âu, châu Âu, châu Mỹ, Úc.
Ngành điện Việt Nam sẽ phát triển không ngoài quy luật chung đó. Với cơ cấu
tổ chức hiện tại ngành điện Việt Nam đang đối mặt với một loạt những thách thức
và vấn đề cần phải giải quyết. Trong những năm gần đây, tốc độ tăng nhu cầu điện
ở Việt Nam đạt mức khá cao giai đoạn 1995 - 2000 điện thương phẩm tăng bình
quân là 15%/năm; giai đoạn 2000 – 2004 tốc độ tăng trung bình đạt 15,2%/năm. Dự
báo tốc độ tăng nhu cầu điện sẽ vẫn cao, đến năm 2010 là 95 tỷ kWh, đến năm 2020
đạt 230 tỷ kWh. Để đáp ứng nhu cầu điện tăng cao sẽ đòi hỏi một lượng vốn đầu tư
rất lớn vào nguồn điện và lưới điện, trung bình khoảng 2 tỷ USD/năm. Đây sẽ là
một áp lực rất lớn cho ngành điện và cho Chính phủ nếu giữ nguyên cơ cấu tổ chức
và kinh doanh điện như hiện nay.
Quá trình cải tổ cơ cấu ngành điện Việt Nam và xây dựng thị trường điện cạnh
tranh mang lại nhiều kết quả tích cực như: sẽ mở ra môi trường cạnh tranh lành
mạnh giữa các doanh nghiệp hoạt động điện lực trên thị trường điện Việt Nam. Các

8

doanh nghiệp sẽ phải đổi mới một cách cơ bản về tổ chức, chiến lược kinh doanh và
đầu tư,… để phù hợp với môi trường kinh doanh mới. Đồng thời sẽ thu hút được
nhiều nguồn vốn đầu tư bên ngoài, giảm gánh nặng đầu tư cho ngân sách Nhà nước,
nâng cao chất lượng dịch vụ…
Trong những năm qua, Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã và đang thực hiện nhiều
biện pháp để nâng cao hiệu quả sản xuất, kinh doanh trong cả 3 khâu sản xuất truyền tải và phân phối, đồng thời chuẩn bị các bước cho việc phân tách các khâu
này ra hoạt động độc lập và cạnh tranh. Quá trình này đang đặt ra một trong những
vấn đề cơ bản là việc bóc tách chi phí giữa 3 khâu sản xuất - truyền tải - phân phối
và thiết lập cơ chế giá tương ứng. Trong đó, việc xác định phí truyền tải là vấn đề
hết sức khó khăn, phức tạp và gây nhiều tranh cãi nhất so với vấn đề xác định chi
phí của khu vực sản xuất điện và phân phối điện.
Xuất phát từ vấn đề trên, với đề tài “Nghiên cứu cấu trúc lưới truyền tải Việt
Nam và một số phương pháp tính toán phí đấu nối trong giá truyền tải” là đề tài
nghiên cứu vừa có ý nghĩa cả về lý luận và thực tiễn đối với ngành điện Việt Nam
hiện nay.
Ngoài phần mở đầu, kết luận, nội dung chính của luận văn được giới thiệu trong
4 chương chính:
Chương 1: Nghiên cứu cấu trúc lưới điện truyền tải Việt Nam và vai trò của đơn
vị truyền tải trong thị trường điện.
Chương 2: Phí truyền tải trong cơ cấu giá điện.
Chương 3: Phân bổ tài sản đấu nối và phương pháp tính phí đấu nối truyền tải.
Chương 4: Một số ví dụ tính toán áp dụng cho lưới truyền tải Việt Nam.


9

CHƯƠNG 1: NGHIÊN CỨU CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN

TRUYỀN TẢI VIỆT NAM VÀ VAI TRÒ CỦA ĐƠN VỊ
TRUYỀN TẢI TRONGTHỊ TRƯỜNG ĐIỆN
1.1. CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM.
Để đáp ứng yêu cầu cung cấp điện cho phát triển kinh tế xã hội của đất nước
trong 15 năm qua (từ 1995 đến 2010), cùng với quá trình tăng trưởng nhu cầu tiêu
thụ điện cả nguồn điện, lưới điện truyền tải (từ điện áp 110kV trở lên) đã được xây
dựng với một khối lượng rất lớn. Nếu bắt đầu từ năm 1994 chúng ta mới tiếp cận và
vận hành đường dây 500kV, thì hiện nay lưới điện 500kV đã và đang được vận
hành rất ổn định, các sự cố đã giảm đáng kể. Khối lượng đường dây, trạm biến áp
và dung lượng máy biến áp 220kV, trong 15 năm đã tăng lên gần tới 3 lần. Lưới
điện 110kV đã bao phủ toàn bộ 64 tỉnh thành của cả nước.
Hệ thống điện của Việt Nam hiện đang vận hành với các cấp điện áp 500kV,
220 kV, 110kV và các cấp điện áp trung áp từ 35kV tới 6kV. Ngoài đường dây
500kV nối liên kết hệ thống giữa ba miền Bắc, Trung, Nam thì lưới điện truyền tải
ở cấp điện áp 220kV và lưới điện phân phối ở cấp điện áp 110kV có thể phân theo 3
miền Bắc, Trung và Nam. Ngoài ra hệ thống 500kV còn được sử dụng để liên kết
với Trung tâm Điện lực Phú Mỹ, nơi tập trung gần 40% công suất lắp đặt của hệ
thống điện toàn quốc. Phần lưới điện truyền tải 500kV và 220kV do các Công ty
truyền tải điện I, II, III và IV quản lý. Phần lưới điện phân phối ở cấp điện áp
110kV và lưới điện trung áp ở các cấp điện áp từ 6kV tới 35kV do các Công ty điện
lực miền quản lý.
1.1.1. Hiện trạng nguồn và lưới điện:
Đến cuối năm 2008 tổng công suất đặt toàn hệ thống là 15.697 MW tăng
16.16% so với năm 2007 (13.512 MW). Trong đó tổng công suất đặt của các nhà
máy điện thuộc EVN là 10.128 MW (chiếm 64,52%) bao gồm: thuỷ điện (5.135
MW-32,71%), nhiệt điện than (1-545 MW - 9,85%), nhiệt điện dầu + khí (3-448
MW - 21.96%); Tổng công suất đặt của các nhà máy điện ngoài EVN là 5.569 MW
(chiếm 35,48%) bao gồm: thuỷ điện (1-054 MW - 6,72%), nhiệt điện than (445 MW
- 2,83%), nhiệt điện dầu + khí (4.070 MW - 25,93%).

10

Bảng 1.1. Công suất các nguồn điện trong HTĐ tính đến cuối năm 2008

Tên đơn vị

STT
I

Công suất các nguồn phát điện của EVN

Công suất

Thị phần

(MW)

(%)

10.128

64,52

- Thuỷ điện

5.135

32,71

- Nhiệt điện than

1.514

9,85

- Nhiệt điện dầu+khí

3.448

21,96

II

Công suất các nguồn phát điện ngoài EVN

5.569

35,48

1

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN)

1.968

12,54

2

- Nhiệt điện dầu + khí
Tập đoàn Than và Khoáng sản Việt Nam (TKV)

1.968
445

12,54
2,83

3

- Nhiệt điện than
Tổng Công ty xây dựng Sông Đà (SDC)

445
78

2,83
0,50

78

0,50

0

0

3078

19,61

976

6,22

2102
15.697

13100
39

- Thuỷ điện
4

Tổng Công ty lắp máy Việt Nam (LILAMA)

5

IPP/BOT
- Thuỷ điện
Nhiệt điệ dầ + khí Tổng
(“Nguồn: Ban Kinh doanh EVN”).
a) Các nhà máy thủy điện (NMTĐ):

Đến cuối năm 2008, tổng cộng có 15 NMTĐ trong hệ thống điện. Tổng công
suất khả dụng các NMTĐ là 5337 MW. Sản lượng điện của các NMTĐ trong những
năm qua được thống kê trong Bảng 1.2

11

Bảng 1.2. Sản lượng điện của các NMTĐ lớn.
Đơn vị: GWh
TT

Nhà máy

1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
455

345

401

401

370

380

335

322

324

2008

1

Thác Bà

475

2

Hòa Bình

3

Đa Nhim

4

Trị An

5

Thác Mơ

511

932

926

832

830

637

581

896

899

762

6

Vĩnh Sơn

239

351

215

218

267

217

184

331

260

361

7

Sông Hinh

-

207

441

368

398

359

289

397

398

498

8

Yaly

-

908 2975 3734 3397 3321 3034 3755 3413

3337

9

Hàm Thuận

-

-

923 1112 1225 1054

838 1183 1186

824

10

Đa Mi

-

-

401

468

720

558

494

682

630

497

11

Cần Đơn

-

-

-

-

-

256

259

327

361

346

12

Sê San 3

-

-

-

-

-

-

-

612 1130

1131

13

Sê San 3A

-

-

-

- -

-

-

-

-

345

400

14

Srokphumiêng

-

-

-

-

-

-

-

252

241

6860 8082 8446 8170 8612 8405 8165 7701 9100 10140
936 1343 1096

842

980

766

525 1033 1187

1244

1440 2232 2179 1847 1983 1742 1504 1946 2038

1661

b) Các nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) và TBK:
Cũng đến thời điểm cuối năm 2008 EVN cũng có 5 NMNĐ và 6 NMNĐ sử
dụng dầu và khí đốt. Ngoài ra còn có các nhà máy điện dạng IPP, BOT trong nước
và nước ngoài không thuộc EVN. Tình hình sản xuất điện của các NMNĐ giai đoạn
1995-2008 được cho trong Bảng 1.3.


12

Bảng 1.3. Phát triển sản xuất của các NMNĐ
Đơn vị: GWh
TT

Tên NMĐ

1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1

Ninh Bình(than)

133

554

510

549

681

633

689

794

729

752

2

Uông Bí(than)

223

428

490

697

729

641

669

757

694

720

3

Uông Bí mở
rộng(than)

520

532

4

Phả Lại 1(than)

1666 2153 2219 2274 2590 2202 2459 2937 2832 2548

5

Phả Lại 2(than)

1351 3202 3529 4299 4315 4198 4331

6

Thủ Đức(FO)
TBK(DO)

721
130

955
313

881
25

812
199

696
64

427
17

549
35

472
32

603
70

583
17

7

Trà Nóc(FO)
TBK(DO)

185
-

182
446

236
465

206
180

191
47

177
155

128
142

128
109

137
151

94
63

8

Bà Rịa(khí- DO)

748 1251 1095 2261 2152 1399 1427 1310 1984 2038

9

Phú Mỹ 2.1(khíDO)

-

2806 1924 1066 3480 4398 3640 6112 5975 6012

10

Phú Mỹ 1(khí- DO)

-

1078 5795 6397 6518 7171 6417 8034 7979

11

Phú Mỹ 4(khí- DO)

12

Âmta

37

74

70

66

50

70

26

13

1

13

Bourbon(bã mía)

18

22

29

72

58

43

57

69

43

14

Hiệp Phước(FO)

15

Vê Đan

16

Nomura(FO)

17

Phú Mỹ 3(khí)

18

Phú Mỹ 22(khí)

19

Cà Mau(khí)

20 Formosa(than nhập)
21

Na Dương(than)

22

Cao Ngạn(than)

23

Nhơn Trạch(khíDO)

1628 3013 3211 3210 3420

1747 2100 1911 1194 1066 1424
278

502

511

454

6

109

18

432

463

955 1726 1464
514

534

395

166 4154 4442 4110 3883 5121
210 3719 4855 5004 4222
691 2994

199
70

800 1086 1113 1028
389

709

744

695

71

445

761
589


13

1.1.2. Hiện trạng lưới truyền tải:
1.1.2.1 Hiện trạng lưới truyền tải 500kV:
Lưới truyền tải 500kV có thể coi là xương sống của hệ thống điện Việt Nam.
chạy suốt từ Bắc vào Nam với tổng chiều dài trên 2000 km lưới điện 500kV và các
trạm 500kV Hòa Bình, Pleiku và Phú Lâm công suất mỗi trạm là 900MVA, trạm
Đà Nẵng 450MVA đóng một vai trò vô cùng quan trọng trong cân bằng năng lượng
của toàn quốc và có ảnh hưởng lớn tới độ tin cậy cung cấp điện của từng miền.
Tổng hợp khối lượng công suất và điện năng trao đổi giữa các miền qua các trạm

biến áp 500kV tại các năm điển hình được thống kê trong Bảng 1.4
Bảng 1.4. Công suất – điện năng trao đổi qua trạm 500kV
Tên trạm
Năm

Phú

Hà

Nho

Thường

Tân

Nhà

Di

Lâm

Tĩnh

Quan

Tín

Định

Bè

Linh

901

419

404

300

396

832

351

781

364

452

470

346

-

495

369

827

392

483

485

374

926

343

836

508

365

880

489

493

465

484

1001

422

1995

2824

363

167

2014

2000

1838

923

709

1686

Điện

2005

2817

1978

1490

2781

1389

308

168

368

1520

năng

2006

1339

2082

796

2915

1397

1471

1322

826

3517

(GWh)

2007

1892

2500

926

3282

1520

1473

1479

1184

3562

200

2008

2259

2543

946

3416

1723

1529

1474

1575

3651

1137

Tổng

31431

18386

10269

31051

8157

4745

4442.6

3953

12250

1337

Hòa

Đà

Bình

Nẵng

1995

630

116

87

478

Công

2000

798

200

208

610

Suất

2005

792

506

417

max

2006

619

529

(MW)

2007

830

2008

Pleiku

Đến cuối năm 2008, hệ thống tải điện 500kV Bắc – Nam bao gồm đường dây
hai mạch phân pha 4x330mm2. Ngoài ra, năm 2007 đã đưa vào vận hành trạm biến
áp 500kV Di Linh 450MVA. Tổng công suất lắp đặt các trạm 500kV là 7050MVA.
Tổng chiều dài đường dây 500kV là 3286 km.


14

1.1.2.2 Hiện trạng lưới truyền tải 220 - 110kV:
Khối lượng lưới điện 220kV, 110kV đã phát triển mạnh trong những năm qua.
Hệ thống lưới 220kV được xây dựng nhìn chung đã đáp ứng được yêu cầu chuyên
tải công suất từ các nhà máy điện lớn đến các trung tâm phụ tải; tuy nhiên do phụ
tải phân bố không đều dẫn đến tình trạng ở một số khu vực (Hà Nội, TP Hồ Chí

Minh, Đà Nẵng,…) hiện có một số trạm biến áp quá tải, trong khi đó ở một số khu
vực khác (Hòa Bình, Đồng Hới, Pleiku,…) lại non tải.
. Lưới điện 110kV nhiều nơi kết cấu hình tia, tiết diện dây dẫn nhỏ đã ảnh
hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện. Ngoài ra, ở một số khu vực lưới điện 110kV
còn chưa phát triển đồng bộ với nguồn phát điện và tăng trưởng nhanh của phụ tải
điện (ví dụ như khu vực Phú Mỹ, Hà Nội, Thành Phố Hồ Chí Minh, Bình Dương)
dẫn đến tình trạng quá tải.
Bảng 1.5. Khối lượng đường dây và TBA tính đến cuối năm 2008
Cấp điện áp

Chiều dài đường dây (km)

Dung lượng (MVA)

500 kV

3286

7050

220 kV

6487

17513

110 kV

10290

18459

1.1.2.3 Đánh giá về tình trạng vận hành và kết cấu lưới truyền tải:
Lưới điện truyền tải 220/110kV trong các hệ thống điện miền hiện nay hầu
hết được sử dụng mạch kép hoặc cấp điện mạch vòng, do đó độ an toàn cung cấp
điện đã được cải thiện đáng kể so với các thời gian trước. Tuy nhiên ở một số khu
vực, lưới điện 220kV đã được vận hành lâu năm, tình trạng các thiết bị đã bị xuống
cấp, tiết diện dây dẫn nhỏ (các tuyến dây AC300 tại Thái Hoà, Nghệ An, Hà Tĩnh,
Quảng Bình trong khu vực miền Bắc), tuyến dây AC411 trong khu vực miền Nam
như Long Bình - Thủ Đức (đang được nâng cấp), Hóc Môn - Phú Lâm), không đáp
ứng được nhu cầu truyền tải đòi hỏi.


15

Một số khu vực lưới điện 220kV vẫn còn vận hành hình tia mạch đơn (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 điện cung cấp
nên độ an toàn cung cấp điện và chất lượng điện năng cung cấp còn chưa được đảm
bảo.
Một trong các khu vực có khả năng truyền tải yếu nhất trong hệ thống điện
Việt Nam là hệ thống điện trong khu vực miền Tây Nam bộ và ven biển duyên hải
miền Trung. Hiện nay để cung cấp điện cho 9 tỉnh cực Nam sau sông Tiền, chỉ được
cấp điện chủ yếu từ trạm 220kV Cai Lậy bằng 3 mạch 220kV. Vào các giờ cao
điểm nếu không huy động hết công suất phát cực đại của NMNĐ Cần Thơ sẽ dẫn
đến tình trạng quá tải các đường dây 220kV Cai Lậy - Rạch Giá và Cai Lậy - Trà
Nóc, Ngoài các lý do nêu trên, sự yếu kém của các hệ thống lưới điện 220/110kV
trong khu vực là do quá trình đầu tư xây dựng các công trình lưới điện đã không
hoàn thành đúng tiến độ (các công trình đồng bộ lưới điện Ô Môn đáng lý ra phải
hoàn thành trong năm 2007 - 2008, nhưng hiện nay có thể bị chậm lại 1-2 năm, một

số công trình vì quá cần thiết đã được EVN đề nghị rút ra khỏi vốn JBIC và tiến
hành xây dựng gấp để chống quá tải) để kịp đáp ứng nhu cầu truyền tải.
1.1.2.4 Đánh giá về độ tin cậy an toàn cung cấp điện:
Hiện nay do lưới điện truyền tải của Việt Nam chưa đáp ứng tiêu chí N-1
trong toàn hệ thống nên việc sự cố một số đường dây, đặc biệt là các đường dây
220kV trọng yếu mang tải đầy sẽ làm quá tải các đường dây còn lại. Trong các
trường hợp này, để tránh sụp đổ điện áp và giảm nguy cơ tan rã hệ thống buộc phải
áp dụng các biện pháp mạnh như sa thải phụ tải.
Hiện nay trong hệ thống điện Việt Nam đang hình thành các Trung tâm điện
lực rất lớn như NMĐ Hoà Bình (1920MW - chiếm tới 18% tổng công suất lắp đặt
của hệ thống), Trung tâm Điện lực Phú Mỹ (3840MW - 38%). Nếu xảy ra sự cố trên
các thanh cái của các nhà máy điện hoặc Trung tâm điện lực này, nguy cơ tan rã hệ
thống là rất cao do không thể có nguồn điện khác nào có huy động thay thế khi xảy
ra sự cố. Trong giai đoạn quy hoạch phát triển các nguồn điện này, đã không tính


16

đầy đủ đến yêu cầu về lưới điện truyền tải đồng bộ đấu nối các khu vực trên với hệ
thống điện. Các tính toán kiểm tra khả năng truyền tải của lưới điện đấu nối cho
thấy, các liên kết giữa nhà máy điện/trung tâm điện lực trên với hệ thống điện miền
là yếu, không đủ mạnh để đáp ứng nhu cầu truyền tải trong các chế độ phát khác
nhau. Như cũng đã nêu ở trên, nếu sự cố các đường dây lưới điện truyền tải đấu nối
khu vực này với hệ thống điện quốc gia chắc chắn sẽ phải áp dụng biện pháp sa thải
phụ tải mới có thể giữ được ổn định của hệ thống.
1.1.2.5 Đánh giá về tình trạng vận hành lưới 220 và 110kV các miền và phân vùng:
1) Miền Bắc:
Căn cứ theo chế độ vận hành của các đường dây 220kV, 110kV khu vực
miền Bắc, có thể chia các đường dây này ra làm 2 nhóm: nhóm 1 là các đường dây
220kV xuất tuyến từ các nhà máy điện lớn như Hoà bình, Phả Lại. Đây là nhóm

đường dây mà khả năng mang tải và chế độ vận hành của chúng có ảnh hưởng lớn
tới hệ thống điện. Nhóm thứ 2 là nhóm các đường dây 220kV và 110kV cấp điện
cho các phụ tải như các thành phố, các tỉnh.
a. Nhóm 1:
Các xuất tuyến 220kV quan trọng của khu vực miền Bắc là các đường
dây nối từ nhà máy thuỷ điện Hoà bình đi các trạm biến áp Hà Đông, Chèm,
Việt Trì, Nho Quan và các xuất tuyến từ nhà máy nhiệt điện Phả Lại đi các
trạm Sóc Sơn, Phố Nối và Đồng Hoà.
• Các xuất tuyến từ nhà máy thuỷ điện Hoà Bình hầu hết đều sử dụng dây dẫn
loại ACK - 500mm2. Hiện tại các đường dây này đều thường xuyên vận hành với
mức tải cao (khoảng 80% đến 90% mức tải cho phép của đường dây). Trong trường
hợp sự cố một tổ máy phát của NĐ Phả lại 2 thì các đường dây này đều bị quá tải
nhẹ (khoảng 105%). Vì vậy, các đường dây xuất tuyến này không đảm bảo yêu cầu
của tiêu chí N-1. Nếu có sự cố 1 đường dây thì các đường dây còn lại sẽ bị quá tải
với mức quá tải từ 10% - 20%.
• Các xuất tuyến từ nhà máy nhiệt điện Phả Lại đi các trạm Sóc Sơn, Phố Nối
và Đồng Hoà sử dụng dây dẫn loại ACSR, ACKP 400. Mức mang tải hiện tại của


17

các đường dây này đều tương đối thấp (khoảng 40% so với mức tải cho phép). Các
đường trục này hiện đều đảm bảo tiêu chí dự phòng N-1. Khi sự cố 1 đường dây,
các đường dây còn lại đều đảm bảo vận hành trong điều kiện cho phép.
b. Nhóm 2:
Theo điều kiện phân bố địa lý tự nhiên, khả năng cung cấp và tiêu thụ điện
miền Bắc có thể chia thành 6 khu vực.
• Khu vực Tây Bắc: gồm 3 tỉnh Hoà Bình, Sơn la, Lai Châu, khu vực này kinh
tế kém phát triển, tổng điện năng tiêu thụ chưa tới 2% tổng điện năng tiêu thụ của
toàn miền Bắc. Hiện tại 3 tỉnh này đang được cấp điện từ thanh cái 110kV thuỷ điện

Hoà Bình bằng đường dây 110kV một mạch tiết diện AC - 185mm2 có chiều dài
hơn 300 km nên chất lượng điện áp không được đảm bảo và thường chênh lệch lớn
trong các giờ thấp và cao điểm.
• Khu vực miền Núi phía Bắc; gồm 9 tỉnh Hà Giang, Cao bằng, Lào Cai, Bắc
Kạn, Tuyên quang, Lạng Sơn, Yên Bái, Thái nguyên, Phú Thọ. Sản lượng điện
năng tiêu thụ chiếm khoảng 13% tổng sản lượng miền Bắc. Tại khu vực chỉ có 1
nhà máy thuỷ điện Thác Bà (120MW), ngoài ra các nguồn cấp điện là các trạm biến
áp 220kV Thái Nguyên, Bắc Giang. Một số tỉnh gồm Hà Giang, Lào Cai, Cao
Bằng, Bắc Cạn, Lạng Sơn hiện tại đang chỉ được cấp điện bởi một mạch 110kV duy
nhất nên không đảm bảo an toàn trong cung cấp điện.
• Khu vực Đông Bắc: gồm 4 tỉnh Hải Dương, Bắc Giang, Quảng Ninh, Hải
phòng là khu vực có tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện lớn so với toàn miền. Sản
lượng điện năng tiêu thụ chiếm khoảng 22% tổng sản lượng miền Bắc. Khu vực này
có các nhà máy điện Phả Lại, Uông Bí và 5 trạm 220kV. Các trạm 110kV của khu
vực này hầu hết đều được cấp điện bằng hai mạch đường dây 110kV nên độ an toàn
cung cấp điện của khu vực tương đối đảm bảo.
• Khu vực xung quanh Hà Nội: gồm thủ đô Hà Nội và 4 tỉnh lân cận là Hà
Tây, Vĩnh Phúc, Bắc Ninh và Hưng Yên. Đây là khu vực tiêu thụ điện mạnh nhất
toàn miền Bắc. Hiện tại có 5 trạm biến áp 220kV cung cấp điện cho khu vực. Các
trạm 110kV của khu vực này hầu hết đều được cấp điện bằng hai mạch đường dây
110kV nên độ an toàn cung cấp điện của khu vực tương đối đảm bảo.


18

• Khu vực Nam sông Hồng và Bắc Trung bộ: bao gồm 7 tỉnh: Hà Nam, Ninh
Bình, Nam Định, Thái Bình, Thanh Hoá, Nghệ An , Hà Tĩnh. Nguồn cấp cho khu
vực này là nhà máy nhiệt điện Ninh Bình với công suất 100MW và 7 trạm biến áp
220kV. Tại một số tỉnh như Nam Định, Thái Bình vẫn còn một số trạm biến áp
110kV chỉ được cấp điện bằng một đường dây 110kV duy nhất nên độ an toàn cung

cấp điện không được đảm bảo.
Lưới điện truyền tải ở các cấp điện áp 220kV và 110kV của một số vùng
trong miền Bắc chưa dảm bảo tiêu chí N-1.Trong chế độ vận hành bình thường vẫn
còn một số phần tử đầy tải và quá tải nhẹ, ở chế độ cao điểm vẫn còn những trạm
biến áp có điện áp thấp.
2) Miền Trung:
Theo điều kiện phân bố địa lý tự nhiên, khả năng cung cấp và tiêu thụ điện
miền Trung có thể chia thành 3 khu vực:
• Vùng Bắc Trung Bộ: gồm 3 tỉnh Quảng bình, Quảng Trị, Thừa Thiên Huế.
Khu vực này hiện đang được cấp điện bởi 2 trạm biến áp 220kV Đồng Hới và Huế.
Đường dây 220kV cấp điện cho 2 trạm biến áp này hiện vẫn đang là đường độc đáo
nên mức độ an toàn cấp điện của khu vực chưa được đảm bảo.
• Khu vực duyên hải Nam Trung Bộ: gồm 6 tỉnh Đà Nẵng, Quảng Nam,
Quảng Ngãi, Bình Định, Phú Yên, Khánh Hoà, Đây là khu vực tiêu thụ điện lớn
nhất của miền Trung. Hiện tại khu vực này đang được cấp điện bởi 1 trạm biến áp
500kV và 5 trạm biến áp 220kV. Trừ trạm biến áp 220kV Quy Nhơn chỉ được cấp
điện bằng 1 mạch đường dây, các trạm biến áp khác đều được cấp điện từ 2 phía
nên độ an toàn cung cấp điện tương đối đảm bảo.
• Vùng Tây nguyên: đây là khu vực tập trung nhiều nguồn điện lớn và các
đường dây truyền tải quan trọng. Tuy nhiên, mức độ tiêu thụ điện của khu vực này
không cao. Có 2 trạm biến áp 220kV cấp điện cho khu vực này. Các trạm biến áp
110kV hầu hết đều chỉ được cấp điện từ 1 nguồn nên độ an toàn cung cấp điện thấp.
Vấn đề chính của lưới điện miền Trung là lưới điện 220kV hiện tại chưa bao
phủ hết các tỉnh miền Trung và chưa tạo được mạch vòng. Vì vậy, lưới 220kV


19

không có khả năng hỗ trợ khi sự cố một phần tử lưới truyền tải. Theo kế hoạch, phải
tới năm 2011 lưới điện 220kV mới cơ bản bao phủ được toàn bộ miền Trung.

Như vậy, đường dây 500kV có vai trò rất quan trọng đối với miền Trung.
Đường dây này trực tiếp cấp điện cho một khu vực kéo dài từ Thừa Thiên Huế tới
tận Bình Định. Nếu sự cố đường dây này thì hầu hết khu vực trên sẽ mất điện. Việc
đưa đường dây 500kV mạch 2 Pleiku - Dốc sỏi - Đà Nẵng vào vận hành trong giai
đoạn cuối năm 2004 cải thiện đáng kể độ an toàn cung cấp điện cho khu vực này.
3) Miền Nam:
Tương tự như miền Bắc, lưới điện 220kV, 110kV, 66kV của miền Nam cũng
có thể chia thành 2 nhóm chính: nhóm 1 là các đường dây 220kV xuất tuyến từ các
nhà máy điện lớn như NĐ Phú Mỹ hay các đường dây nối thủ Đức – Hóoc Môn,
Long Bình - Hóoc Môn. Đây là nhóm đường dây mà khả năng mang tải và chế độ
vận hành của chúng có ảnh hưởng lớn tới hệ thống điện. Nhóm thứ 2 là nhóm các
đường dây 220kV và 110kV cấp điện cho các phụ tải các thành phố, các tỉnh.
a. Nhóm 1:
Trước năm 2005, khi chưa xây trạm 500kV Phú Mỹ thì các xuất tuyến
220kV từ nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ đều liên tục vận hành trong tình trạng đầy tải
và quá tải nhẹ. Mức tải thường xuyên của các đường dây này nằm trong khoảng từ
85% tới 95% theo điều kiện phát nóng. Đường dây quá tải nặng nhất là đường dây
Thủ Đức - Hóc Môn. Nếu vận hành với sơ đồ kết dây bình thường đường dây này
quá tải tới 125%. Một trong những giải pháp tạm thời đó là tách đôi thanh cái
220kV Long Bình và cắt đường Phú Mỹ - Thủ Đức. Giải pháp này đưa mức tải
đường dây Thủ Đức - Hóoc Môn xuống còn 90%. Hiện nay đường dây 220kV Thủ
Đức - Hóoc Môn mạch 2 đã đóng điện, đảm bảo khả năng khai thác cụm nhiệt điện
Phú Mỹ.
Tình trạng quá tải đã được khắc phục sau khi trạm biến áp 500kV Phú Mỹ
hoàn thành (8/2005). NĐ Phú Mỹ 3 có thể phát lên lưới 500kV. Hiện nay các đường
dây 500kV và 220kV từ trạm biến áp Phú Mỹ có thể đảm bảo truyền tải công suất
của cụm nhiệt điện này trong mọi chế độ vận hành.


20

b. Nhóm 2.
Theo điều kiện phân bố địa lý tự nhiên, khả năng cung cấp và tiêu thụ điện
miền Nam có thể chia thành 2 khu vực:
• Vùng Đông Nam bộ: gồm 9 tỉnh thành là TP Hồ Chí Minh, Đồng Nai, Bà
Rịa - Vũng Tàu, Bình Dương, Ninh Thuận, Bình Thuận, Lâm Đồng, Bình Phước,
Tây Ninh. Đây là khu vực trọng điểm kinh tế và là trung tâm phụ tải tiêu thụ. Trong
khu vực này cung có nhiều nhà máy điện lớn như trung tâm nhiệt điện Phú
Mỹ....toàn khu vực có 4 trạm 500 kV và 11 trạm 220kV. Đa số trạm 220kV tại khu
vực này đều có kết cấu mạch vòng. Tuy nhiên một số trạm 220kV như Tao Đàn,
Trảng Bàng....có kết cấu hình tia nên độ tin cậy cấp điện khu vực này chưa cao. Cấp
điện áp phân phối chủ yếu sử dụng cấp điện áp 110kV. Toàn vùng chỉ còn một vài
trạm biến áp ở Đà Lạt còn đang sử dụng cấp điện áp 66kV. Phần lớn các trạm biến
áp 110kV đều được cấp điện từ 2 phía. Tuy nhiên, tại TP HCM có nhiều ĐZ 110kV
phải đấu nối nhánh rẽ nên chưa đảm bảo độ an toàn tin cậy cung cấp điện, trong khi
việc cải tạo mở rộng ngăn lộ đấu nối kém khả thi do chật hẹp, hoặc chi phí cho hệ
thống GIS quá cao.
• Vùng đồng bằng sông Cửu long: gồm 12 tỉnh Long An, Tiền Giang, Bến Tre,
Vĩnh Long, Trà Vinh, Đồng Thái, Cần Thơ, Sóc Trăng, Bạc liêu. Cà Mau, An
Giang, Kiên Giang. Hiện tại khu vực này chỉ có 2 nhà máy nhiệt điện nhỏ là Cần
Thơ và Cà Mau. Có 5 trạm biến áp 220kV cấp điện cho toàn khu vực. Một số trạm
biến áp như Bạc Liêu, Vĩnh Long 2 hiện đang chỉ được cấp điện bởi một mạch
đường dây 220kV duy nhất. Cấp điện áp phân phối hiện được sử dụng chủ yếu là
cấp điện áp 110kV. Toàn vùng chỉ còn một vài trạm biến áp thuộc khu vực Cần Thơ
là đang sử dụng cấp điện áp 66kV. Do đường dây 110kV tại khu vực này rất dài nên
còn những trạm biến áp có điện áp thấp trong giờ cao điểm.
Tương tự như lưới điện miền Bắc, lưới điện truyền tải và phân phối ở các cấp
điện áp 220kV và 110kV của miền Nam chưa đảm bảo được tiêu chí kỹ thuật N-1.
Trong chế độ vận hành bình thường vẫn còn một số phần tử đầy tải và quá tải nhẹ.
Ở chế độ cao điểm vẫn còn những trạm biến áp có điện áp thấp.

21

1.1.2.6 Đánh giá hiện trạng kỹ thuật lưới truyền tải 500, 220 và 110kV:
Hiện nay các thiết bị đang sử dụng trên lưới điện truyền tải có rất nhiều
chủng loại, sản xuất từ các nước khác nhau và áp dụng các tiêu chuẩn khác nhau.
Mặc dù trong 5 năm trở lại đây, các đơn vị trong EVN đã từng bước thay thế dần
các thiết bị lạc hậu, hết khấu hao và chất lượng xuống cấp. Dù sao trong lưới điện
hiện nay còn có rất nhiều thiết bị của Liên xô cũ cung cấp. Các thiết bị mới lắp đặt
hầu hết của các hãng lớn có tên tuổi như ABB, Siemens, Alstoms - AREVA,
GE....Tuy nhiên còn có một số thiết bị của các nước đang phát triển như Trung
Quốc, ASEAN. Việc vận hành nhiều chủng loại thiết bị như vậy gây nên tình trạng
khó khăn trong việc quản lý bảo dưỡng và duy tu, cũng như đảm bảo các dự phòng
thiết yếu để thay thế trong trường hợp hỏng hóc, sự cố.
Trong các thiết bị trạm, hiện nay các máy cắt không khí và các máy cắt dầu cũ trong
lưới điện truyền tải và phân phối đã được thay thế dần bằng các thiết bị đóng cắt
SF6, các hệ thống rơ le bảo vệ điện tử cũ kém chọn lọc đã được thay thế bằng các rơ
le số có độ chính xác cao.
Việc thay thế dần dần các thiết bị cũ lạc hậu diễn ra không đồng bộ và ở
nhiều nơi tình trạng thiết bị không đồng bộ, tồn tại quá nhiều cấp điện áp trong một
trạm, nhiều loại thiết bị sơ cấp, hai ba hệ thống rơ le bảo vệ và điều khiển cùng vận
hành song song đã gây nên không ít khó khăn , hậu quả cho việc quản lý vận hành
lưới điện, chưa đáp ứng được yêu cầu cung cấp điện an toàn đảm bảo chất lượng
cho người tiêu dùng.
Nhiều trạm 220kV cấp điện đầu mối quan trọng như Hà Đông, Chèm, Mai
Động còn quá nhiều các thiết bị cũ, tồn tại các cấp điện áp từ 6, 10, 22, 35, 110,
220kV rất phức tạp, các hệ thống bảo vệ điều khiển cũ và mới đan xen nhau đã làm
giảm độ an toàn tin cậy cung cấp điện cho khu vực Hà Nội, nơi mà lẽ ra phải được
chú trọng cung cấp điện an toàn cao nhất.

Nhìn chung các tuyến đường dây tải điện đều đảm bảo các yêu cầu về vận
hành cũng như các tiêu chuẩn, quy trình, quy phạm về vận hành an toàn, tuy nhiên ở
một số nơi đã có nhưng điểm cần lưu ý sau: