Vận hành hệ thống điện việt nam

Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

GIỚI THIỆU CHUNG
Do yếu tố lịch sử cũng như địa lý, hệ thống điện (HTĐ) Việt Nam được chia thành
ba HTĐ miền, cụ thể như sau:






HTĐ miền Bắc: bao gồm 28 tỉnh, thành phố phía Bắc trải dài từ Quảng Ninh đến
Hà Tĩnh. HTĐ miền Bắc liên kết với HTĐ Quốc gia qua 4 TBA 500kV là Hoà
Bình (2 x 450MVA), Nho Quan (1 x 450MVA), Thường Tín (1 x 450MVA), Hà
Tĩnh (1 x 450MVA); liên kết với HTĐ miền Trung qua đường dây 220kV Hà Tĩnh
- Đồng Hới.
HTĐ miền Trung: bao gồm 9 tỉnh, thành phố trải dài từ Quảng Bình đến Khánh
Hoà và 4 tỉnh Tây Nguyên. HTĐ miền Trung liên kết với HTĐ Quốc gia qua 2
TBA 500kV là Đà Nẵng (2 x 450MVA) và Pleiku (1 x 450MVA); liên kết với
HTĐ miền Bắc qua đường dây 220kV Đồng Hới - Hà Tĩnh; với HTĐ miền Nam
qua đường dây 220kV Nha Trang - Đa Nhim và 2 đường dây 110kV Cam Ranh Ninh Hải, Cam Ranh - Đa Nhim; ngoài ra trong HTĐ miền Trung còn có trạm
110kV Đắc Nông (7MVA) của tỉnh Đắc Nông nhận điện từ HTĐ miền Nam qua
đường dây 110kV Thác Mơ - Bù Đăng - Đắc Nông.
HTĐ miền Nam: bao gồm 23 tỉnh, thành phố phía Nam từ Ninh Thuận đến Cà
Mau. HTĐ miền Nam liên kết với HTĐ Quốc gia qua 5 TBA 500kV là Di Linh (1
x 450MVA), Tân Định (1 x 450MVA), Phú Lâm (2 x 450MVA), Nhà Bè (2 x 600
MVA) và Phú Mỹ 500 (2 x 450MVA); liên kết với HTĐ miền Trung qua đường
dây 220kV Đa Nhim - Nha Trang và 2 đường dây 110kV Ninh Hải - Cam Ranh,
Đa Nhim - Cam Ranh.

Ngoài ra, hiện nay toàn bộ phụ tải các tỉnh Hà Giang, Tuyên Quang, Yên Bái, Phú

Thọ và một phần phụ tải các tỉnh Vĩnh Phúc, Thái Nguyên, Cao Bằng, Quảng Ninh thuộc
HTĐ miền Bắc đang nhận điện từ Trung Quốc với công suất lớn nhất khoảng 570MW và
sản lượng trung bình ngày khoảng 9 - 10 tr.kWh nhằm giảm thiểu nguy cơ thiếu điện ở
khu vực phía Bắc nói riêng và cả nước nói chung.
Công trình HTĐ 500kV được khởi công xây dựng từ tháng 04/1992 và đóng điện
giai đoạn 1 vào ngày 27/5/1994, gồm đường dây 500kV Hòa Bình - Hà Tĩnh - Đà Nẵng Pleiku - Phú Lâm, các trạm 500kV Hòa Bình và Phú Lâm (có 1 máy biến áp 500kV công
suất 450MVA).
Sơ đồ lưới điện 500kV khi đóng điện năm 1994 được thể hiện trên hình 1.
Đường dây siêu cao áp 500kV đã tạo ra một bước phát triển mới cho ngành điện
Việt Nam, từ đó HTĐ Việt Nam trở thành HTĐ thống nhất trong toàn quốc. Thời kỳ đầu
đường dây siêu cao áp 500kV truyền tải một lượng công suất lớn từ miền Bắc cung cấp
cho miền Trung và miền Nam đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định phục vụ
sản xuất và nhu cầu sinh hoạt của toàn dân.
Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

-1-


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Hoµ B×
nh

Hµ TÜnh

§ µ N½
ng

Pleiku

Phó L©
m

HT§

HT§

MiÒn B¾
c

MiÒn Nam

4 M¸y ph¸t

Hình 1: Sơ đồ lưới điện 500kV khi đóng điện năm 1994
Giai đoạn 2 được thực hiện vào cuối năm 1994, lắp đặt thêm các MBA 450MVA ở
các trạm 500kV (T500) Hòa Bình, Đà Nẵng, Pleiku, Phú Lâm:
-

T500 Hòa Bình đóng điện MBA T2 ngày 18/9/1994;

-

T500 Đà Nẵng đóng điện MBA T2 ngày 19/9/1994;

-

T500 Pleiku đóng điện MBA T1 ngày 12/11/1994;

-

T500 Phú Lâm đóng điện MBA T2 ngày 22/9/1994.

Các mốc thời gian hình thành mạch đường dây 500kV thứ nhất (bao gồm cả Trung
tâm Điện lực Phú Mỹ) được thể hiện dưới đây:
Máy biến áp T1 trạm Hoà Bình
22 giờ 30 phút ngày 20/5/1994
Đường dây Hoà Bình đi Hà Tĩnh
18 giờ 15 phút ngày 21/5/1994
Đường dây Hà Tĩnh đi Đà Nẵng
16 giờ 28 phút ngày 23/5/1994
Đường dây Đà Nẵng đi Pleiku
12 giờ 54 phút ngày 25/5/1994
Máy biến áp T1 trạm Phú Lâm
16 giờ 25 phút ngày 25/5/1994
Đường dây Phú Lâm đi Pleiku
17 giờ 30 phút ngày 26/5/1994
Hoà điện lần đầu tiên giữa HTĐ miền Nam với bốn tổ máy nhà máy điện Hoà Bình
tại Đà Nẵng vào lúc 19 giờ 06 phút ngày 27/5/1994.
Hoà điện lần đầu tiên hai phần HTĐ tại trạm 220kV Hoà Bình vào lúc 10 giờ 27
phút ngày 29/5/1994.
Máy biến áp T2 trạm Hoà Bình
20 giờ 35 phút ngày 18/09/1994
Máy biến áp T2 trạm Đà Nẵng
01 giờ 00 phút ngày 19/09/1994
Máy biến áp T2 trạm Pleiku
16 giờ 57 phút ngày 12/11/1994
Máy biến áp T2 trạm Phú Lâm
19 giờ 58 phút ngày 22/09/1994

Đường dây Ialy đi Pleiku
05/05/2000
Tổ máy số 1 Ialy
12/05/2000
Tổ máy số 2 Ialy
13/11/2000
Tổ máy số 3 Ialy
16/05/2001
Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

-2-


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Tổ máy số 4 Ialy
Máy biến áp T2 trạm Hà Tĩnh
Đường dây Phú Lâm đi Phú Mỹ
Máy biến áp T1 Phú Mỹ 22
Máy biến áp T1 Phú Mỹ 4
Tổ máy số 1 Phú Mỹ 4
Tổ máy số 2 Phú Mỹ 4
Tổ máy số 1 Phú Mỹ 22

12/12/2001
12 giờ 15 phút ngày 04/10/2002
11 giờ 40 phút ngày 15/01/2004
20 giờ 15 phút ngày 13/02/2004
15 giờ 13 phút ngày 01/03/2004

08 giờ 25 phút ngày 08/03/2004
11 giờ 00 phút ngày 09/03/2004
00 giờ 18 phút ngày 10/03/2004

Đến năm 2005 mạch 2 đường dây 500kV được đưa vào vận hành, đã góp phần tăng
liên kết trong HTĐ Quốc gia, cải thiện đáng kể tình hình cung cấp điện và tính kinh tế
trong vận hành HTĐ.
Mạch 2 Phú Lâm - Pleiku
Mạch 2 Đà Nẵng - Pleiku
Mạch 2 Đà Nẵng - Hà Tĩnh
Trạm 500kV Nhà Bè (mới)
Đường dây Phú Lâm - Nhà Bè (mới)
Trạm 500kV Nho Quan (mới)
Đường dây Nho Quan - Hà Tĩnh (mới)
Đường dây Phú Lâm - Tân Định (mạch 2
Pleiku - Phú Lâm tách ra đi vào trạm Tân
Định mới)
Đường dây PleiKu - Tân Định (mạch 2
PleiKu - Phú Lâm tách ra đi vào trạm Tân
Định mới)
Đường dây Phú Mỹ - Nhà Bè (mới)
Trạm 500kV Thường Tín (mới)
Đường dây Nho Quan - Thường Tín

10 giờ 00 phút ngày 19/04/2004
11 giờ 51 phút ngày 14/11/2004
02 giờ 10 phút ngày 23/05/2005
02 giờ 18 phút ngày 29/07/2005
05 giờ 21 phút ngày 09/08/2005
20 giờ 27 phút ngày 21/08/2005

13 giờ 57 phút ngày 22/08/2005
16 giờ 00 phút ngày 24/08/2005

22 giờ 15 phút ngày 24/08/2005

23 giờ 15 phút ngày 25/08/2005
23 giờ 50 phút ngày 21/09/2005
11 giờ 16 phút ngày 23/09/2005

Lưới điện truyền tải 500kV đã thực sự trở thành hệ thống liên kết xương sống của
HTĐ Quốc gia, đóng vai trò quan trọng trong việc phối hợp vận hành các nguồn điện trên
toàn hệ thống, giảm thiểu chi phí vận hành, hỗ trợ dự phòng công suất giữa các HTĐ
miền, tăng độ tin cậy và an toàn trong cung cấp điện cũng như đảm bảo chất lượng điện
năng, tạo điều kiện đưa các nhà máy điện mới vào vận hành đúng tiến độ đảm bảo cân
bằng công suất và năng lượng cho toàn hệ thống.
Từ sau ngày hợp nhất, HTĐ Việt Nam liên tục đạt tốc độ tăng trưởng phụ tải trung
bình xấp xỉ 13.85%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 16.93%. Do tốc độ tăng trưởng của phụ tải
rất cao nên HTĐ Quốc gia thường xuyên phải đối mặt với khả năng thiếu năng lượng vào
mùa khô và thiếu công suất phủ đỉnh vào mùa lũ. Trước đòi hỏi của thực tế, ngành điện
đã đầu tư phát triển, nâng cấp, cải tạo và xây dựng mới nhiều công trình về nguồn điện,
lưới truyền tải và lưới phân phối, bên cạnh đó đã đa dạng hoá hình thức đầu tư, mở rộng
Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

-3-


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

các thành phần kinh tế cùng tham gia sản xuất điện nhằm đáp ứng nhu cầu phụ tải ngày

càng tăng của HTĐ Quốc gia.
Mặc dù còn có những khó khăn tạm thời về nguồn và lưới điện nhưng Tập đoàn
Điện lực Việt Nam (EVN) đã áp dụng kịp thời các biện pháp cần thiết để đảm bảo cung
cấp điện ổn định cho phát triển nền kinh tế quốc dân và nhu cầu sinh hoạt thiết yếu của
đồng bào cả nước, chỉ đạo Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia tính toán lập phương thức
vận hành an toàn HTĐ và khai thác tối ưu các nguồn điện, giảm thiểu thời gian cắt điện
của khách hàng, đáp ứng nhu cầu cung cấp điện an toàn liên tục, cũng như dự báo khả
năng thiếu điện để Tập đoàn có kế hoạch ứng phó trước.

PHỤ TẢI HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
1.1. Phân tích biểu đồ phụ tải
Để có cái nhìn tổng quan về phụ tải HTĐ Việt Nam, trước hết chúng ta xem xét đến
dạng biểu đồ phụ tải. Do ảnh hưởng của đặc điểm khí hậu cũng như tình hình phát triển
của nền kinh tế trong giai đoạn hiện nay, biểu đồ phụ tải HTĐ Việt Nam chia thành 2
dạng điển hình là biểu đồ phụ tải mùa hè và biểu đồ phụ tải mùa đông.
Biểu đồ phụ tải 2 ngày điển hình của năm 2007, được thể hiện chi tiết như sau:

Hình 2a: Biểu đồ phụ tải mùa hè

Hình 2b: Biểu đồ phụ tải mùa đông

Qua hai dạng biểu đồ phụ tải trên, ta nhận thấy: biểu đồ phụ tải rất lồi lõm, độ dốc
lớn; thấp điểm ngày của HTĐ thường rơi vào khoảng từ 2 - 4h, cao điểm sáng từ 10 - 11h
và cao điểm tối từ 17 - 20h hàng ngày. Điều này được phản ánh qua hệ số phụ tải của các

năm, cụ thể như sau:
H.Số
K1
K2
K3

1995
0.63
0.39
0.48

1996
0.64
0.4
0.47

1997
0.65
0.4
0.48

1998
0.67
0.42
0.51

1999
0.66
0.4
0.49

2000
0.68
0.41
0.5

2001
0.68
0.42
0.5

2002
0.69
0.42
0.51

2003
0.7
0.43
0.53

2004
0.71
0.44
0.55

2005
0.72
0.45
0.57

Bảng 1: Các hệ số phụ tải qua các năm
Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

-4-

2006
0.72
0.45
0.58

2007
0.74
0.47
0.61


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Ghi chú: K1 = Ptb/Pmax ; K2 = Pmin/Pmax ; K3 = Pmintb/Pmaxtb
Yếu tố quyết định vấn đề này là do trong các thành phần phụ tải HTĐ Việt Nam thì
thành phần Quản lý & Tiêu dùng dân cư chiếm tỷ trọng lớn. Chi tiết xem bảng dưới

đây:
Năm 2005
ĐIỆN THƯƠNG PHẨM 2006
Toàn Tập đoàn
Nông, Lâm nghiệp & Thuỷ sản
Công nghiệp & Xây dựng
Thương nghiệp & K.Sạn nhà hàng
Quản lý & Tiêu dùng dân cư
Các hoạt động khác

Thực hiện

44922.59
575.626
0,633.350
2,120.78
9,774.72
1,732.14

Kế hoạch
50771

Năm 2006 (106 kWh)
Thực hiện đến
Uớc
30/11/2006
tháng 12
47,037
4,294
532
26
22,200
2,169
2,261
205
20,304
1,746
1,715
148

Thực hiện
năm 2006

51,331
558
24,369
2,466
22,050
1,863

Bảng 2: Các thành phần phụ tải trong HTĐ Việt Nam

Hình 3: Cơ cấu phụ tải năm 2007
Bên cạnh đó, điểm khác biệt nổi bật là với biểu đồ phụ tải mùa hè (vào các tháng 6,
7, 8) cao điểm sáng HTĐ miền Bắc xấp xỉ hoặc thậm chí vượt cao điểm chiều, đồng thời
nhiều ngày cao điểm các HTĐ miền trùng nhau vào cao điểm sáng nên cao điểm toàn
HTĐ Quốc gia chuyển sang buổi sáng (khoảng từ 10h - 11h) thay vì rơi vào buổi chiều
như các năm trước (xu hướng này bắt đầu xuất hiện từ năm 2003). Điều này có thể được
giải thích do tỉ trọng tải công nghiệp đã tăng, cũng như EVN đã áp dụng nhiều chính sách
quản lý phụ tải như đưa hệ thống công tơ 3 giá vào hoạt động... Độ đồng đều của phụ tải
ngày càng tốt, tức là hệ số điền kín phụ tải càng lớn thì càng tạo điều kiện thuận lợi cho
vận hành và tăng tính kinh tế trong vận hành HTĐ. Mặc dù vậy, với biểu đồ phụ tải mùa
đông (các tháng còn lại trong năm) thì cao điểm toàn HTĐ vẫn rơi vào buổi chiều, điều

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

-5-


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

này được giải thích do vào mùa đông miền Bắc thường tối sớm và cao điểm tối của miền

Nam và miền Bắc trùng nhau.
1.2. Đánh giá tăng trưởng phụ tải
Để đánh giá mức độ tăng trưởng của phụ tải qua các năm, ta cần so sánh về sản
lượng và công suất qua chuỗi năm 1995 - 2007, chi tiết được thể hiện qua các bảng dưới:
a. Tăng trưởng về sản lượng

Q.gia
Bắc
Trung
Nam

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

14638

16945

19153

21642

23737

27040

31137

36410

41275

46790

53647

60623

69071

6481

7232

8210

8851

9507

10596

12084

13913

15811

17603

20074

22528

25570

121

1459

1706

2013

2253

2602

3042

3500

3977

4435

4979

5665

6410

6953

7945

9080

10532

11759

13559

15794

18692

21261

24407

27946

31716

36053

Bảng 3: Sản lượng phụ tải qua các năm (GWh)
Q.gia
Bắc
Trung
Nam

 65

 76

 87

 98

 0099

 10

 21

 32

 43

 54

 65

 76

15.76
11.59
20.38
14.27

13.03
13.52
16.93
14.29

13
7.81
18
15.99

9.68
7.41
11.92
11.65

13.91
11.45
15.49
15.31

15.15
14.04
16.91
16.48

16.93
15.14
15.06
18.35

13.36
13.64
13.63
13.74

13.36
11.33
11.52
14.8

14.65
14.04
12.27
14.5

13
12.22
13.78
13.49

13.94
13.5
13.16
13.67

Bảng 4: Tốc độ tăng trưởng sản lượng (%)

Hình 3: Biểu đồ sản lượng qua các năm
b. Tăng trưởng về công suất đỉnh
Q.gia
Bắc
Trung
Nam

1995
2796
1415
296
1178

1996
3177
1592
349
1357

1997
3595
1729
377
1587

1998
3875
1821
413
1737

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

1999
4329
1960

477
1979

2000
4893
2194
544
2246

2001
5655
2461
613
2656

2002
6552
2880
684
3112

2003
7408
3221
773
3529

2004
8283
3494

853
4073

2005
9255
3886
979
4539

2006
10187
4233
1056
5007

-6-

2007
11286
4480
1167
5794


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Bảng 5: Công suất đỉnh của HTĐ qua các năm (MW)

Q.gia
Bắc

Trung
Nam

A65

A76

A87

A98

A009

A0100

A0201

A0302

A0403

A0504

A0605

A0706

13.63
12.51
17.91

15.2

13.16
8.61
8.02
16.95

7.79
5.32
9.55
9.45

11.72
7.63
15.5
13.93

13.03
11.94
14.05
13.49

15.57
12.17
12.68
18.25

15.86
17.03
11.58

17.17

13.06
11.84
13.01
13.4

11.81
8.48
10.35
15.42

11.74
11.22
14.77
11.44

10.07
8.94
7.87
10.31

10.79
5.83
10.56
15.72

Bảng 6: Tỷ lệ tăng trưởng công suất đỉnh qua các năm(%)

Hình 4: Biểu đồ tăng trưởng công suất qua các năm

Qua các bảng biểu trên, ta nhận thấy rằng: trong 10 năm qua, HTĐ Việt Nam có tốc
độ tăng trưởng phụ tải trung bình là 13.85%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 16.93%; về công
suất có tốc độ tăng trưởng trung bình là 12.35%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 15.86%.
Do tốc độ tăng trưởng của phụ tải rất cao nên liên tiếp trong các năm từ năm 1997
đến nay, HTĐ Quốc gia liên tục phải đối mặt với khả năng thiếu năng lượng vào mùa khô
và thiếu công suất phủ đỉnh vào mùa lũ (thực tế vận hành cho thấy trong chuỗi năm thống
kê trên chỉ có năm 1999 là không phải hạn chế về năng lượng cũng như công suất). Để
khẳng định vấn đề này chúng ta cùng nghiên cứu đến nguồn điện và tốc độ tăng trưởng
nguồn của HTĐ Việt Nam trong 10 năm gần đây.

2. NGUỒN ĐIỆN TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
HTĐ Việt Nam hiện có các loại hình nhà máy điện như: Thuỷ điện, Nhiệt điện than,
Nhiệt điện dầu, Tuabin khí... Mỗi loại nhà máy điện có chế độ vận hành khác nhau do đặc
điểm công nghệ phát điện.
2.1. Chế độ vận hành và khai thác nhà máy điện
a. Chế độ vận hành
Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

-7-


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008
-

Thuỷ điện:
 Theo đặc tính vận hành Tuabin
 Có khả năng ngừng và khởi động thường xuyên
 Có khả năng chạy bù
 Hoặc được giao nhiệm vụ điều tần (Hoà Bình, Trị An)

-

Nhiệt điện than, dầu, GT + ST:
 Theo đặc tính công suất (P&Q) của tổ máy
 Vận hành ít điều chỉnh mức công suất phát trong một khoảng thời gian
dài theo yêu cầu HTĐ

-

Gasturbine chạy khí hoặc dầu:
 Theo đặc tính công suất (P&Q) của tổ máy
 Vận hành liên tục hoặc phủ đỉnh

b. Chế độ khai thác
-

Thuỷ điện:
 Theo điều tiết hồ chứa
 Kế hoạch sửa chữa lớn thường được bố trí vào mùa khô do sản lượng ít
hơn so với mùa lũ

-

Nhiệt điện than, dầu:
 Huy động cao trong mùa khô, huy động tối thiểu trong mùa lũ (đảm bảo
công suất đỉnh, chống quá tải, bù điện áp...)
 Kế hoạch sửa chữa lớn thường được bố trí vào mùa lũ

-

Gasturbine chạy dầu:
 Chạy ở chế độ phủ đỉnh, chống quá tải, bù áp hoặc theo yêu cầu đặc biệt
 Huy động lấy sản lượng nếu thiếu điện năng trong mùa khô
 Kế hoạch sửa chữa theo EOH (số giờ vận hành tương đương)

-

Gasturbine chạy khí và đuôi hơi:
 Huy động cao trong mùa khô, giảm khai thác trong mùa lũ (đảm bảo
công suất đỉnh, chống quá tải, bù điện áp...)
 Kế hoạch sửa chữa theo EOH (số giờ vận hành tương đương)

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

-8-


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

2.2. Tình hình phát triển nguồn điện
Để đáp ứng được nhu cầu phát triển cao của phụ tải thì nguồn điện cũng phải phát
triển theo, với phương châm là phát triển nguồn điện luôn đi trước một bước.
Tăng trưởng công suất nguồn điện từ 1995 đến 2007 được thể hiện ở hình 5:
14000
13000
12000
11000
10000

9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Thñy ®iÖn

NhiÖt ®iÖn than

NhiÖt ®iÖn dÇu

TBK

T§ N&Diesel

Mua ngoµi

Hình 5: Biểu đồ tăng trưởng công suất qua các năm
Nguồn điện trong HTĐ phải đảm bảo lớn hơn phụ tải đỉnh của HTĐ nhằm đảm bảo
chế độ vận hành an toàn, ổn định, chất lượng, kinh tế. Điều đó được thể hiện qua các tiêu
chí về độ dự trữ công suất và sản lượng, cụ thể như sau:
-

Có độ dự trữ để tách các nguồn điện ra sửa chữa theo kế hoạch

-

Có độ dự trữ công suất đỉnh cho hệ thống

-

Có độ dự trữ về sản lượng

-

-

Có độ dự trữ khi xét đến tăng trưởng của phụ tải trong một khoảng thời gian
nhất định
Tạo ra sự cạnh tranh để thị trường điện hoạt động có hiệu quả

Bức tranh tổng quan về phát triển nguồn và tăng trưởng phụ tải trong giai đoạn từ
1995 - 2007 được thể hiện qua hình sau:

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

-9-


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Hình 5: Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại
Mặc dầu trong 10 năm trở lại đây, tổng công suất nguồn của HTĐ Việt Nam luôn

lớn hơn nhu cầu của phụ tải, nhưng đây mới hoàn toàn ở góc độ công suất thiết kế. Thực
tế, trong HTĐ Quốc gia thuỷ điện chiếm tỷ trọng lớn (từ 50 - 35,30% và giảm dần theo
từng năm), việc khai thác các NMTĐ phụ thuộc rất nhiều vào tình hình thuỷ văn, một số
nhà máy lớn công suất phát phụ thuộc nhiều vào cột nước dẫn tới công suất khả dụng
thay đổi rất nhiều (ví dụ NMTĐ Hoà Bình với cột nước tính toán là 88m thì tổng công
suất nhà máy là 240 x 8 = 1920MW, nếu cột nước tính toán giảm, đặc biệt vào cuối mùa
khô đầu mùa lũ thì công suất của Hoà Bình chỉ còn khoảng 150 x 8 = 1240 MW); các nhà
máy nhiệt điện than phần nhiều là cũ và lạc hậu, vì vậy vận hành không ổn định, thiết bị
phụ hư hỏng nhiều; Tua bin khí chạy không ổn định lại tập trung tại Trung tâm điện lực
Phú Mỹ nên khi sự cố lưới dẫn tới HTĐ mất một lượng công suất lớn; Các nguồn điện
vào không đúng kế hoạch đã đề ra như Uông Bí mở rộng (300MW), Cà Mau (1500MW),
Nhơn Trạch (450MW)... Do vậy vào nhiều thời điểm hàng năm việc đáp ứng nhu cầu phụ
tải HTĐ Quốc gia về cả công suất lẫn sản lượng là cực kỳ khó khăn, đặc biệt là khi có
những sự cố về nguồn. Việc khai thác tối ưu các nguồn điện trong hệ thống ở tình trạng
cung luôn nhỏ hơn cầu là rất khó khăn vì nếu các tổ máy mới dự kiến đưa vào hoạt động
không đúng tiến độ hoặc tiến độ sửa chữa không đúng, chất lượng sửa chữa không đảm
bảo sẽ dẫn đến việc cân bằng năng lượng không chính xác và không tối ưu.
2.3. Tỷ trọng nguồn điện
Sau đây là các thống kê tỷ trọng về sản lượng cũng như công suất của các loại NMĐ
trong HTĐ Quốc gia năm 2007.
Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

- 10 -


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Loại nguồn

Sản lượng (GWh) Tỉ lệ (%)

Thuỷ điện

22439

33.96%

Nhiệt điện than

11344

17.17%

Nhiệt điện dầu (FO)

2467

3.73%

TBK chạy khí

22236

33.66%

Đuôi hơi

6905

10.45%

TBK chạy dầu (DO)

543

0.82%

Diezel

136

0.21%

Bảng 7: Tỷ trọng sản lượng các nhà máy điện năm 2007

Hình 6: Biểu đồ tỷ trọng sản lượng các nhà máy điện năm 2007
Loại nhà máy Công suất đặt (MW) Tỷ lệ(%)
Tổng

13512

100%

Thuỷ điện

4393

35.30%

NĐ than

1545

10.80%

NĐ dầu

200

1.73%

TBK

3248

26.75%

Diesel + TĐ nhỏ

454

3.93%

IPP & BOT

3668

21.49%

Bảng 8: Công suất đặt các nhà máy điện năm 2007
Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

- 11 -


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Hình 7: Biểu đồ tỷ lệ % nguồn năm 2007

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

- 12 -


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

- 13 -


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Công suất đặt và khả dụng các nhà máy điện năm 2007
Bảng 9: Công suất đặt và khả dụng các nhà máy điện năm 2007
Nhà máy

Số máy Ptk (MW)

Tổng công suất
Thuỷ điện

13512

12948

4393

4485

Hoà Bình

8

1920

1960

Thác Bà

3

108

120

Quảng Trị

2

64

64

Vĩnh Sơn

2

66

66

Ialy

4

720

720

Sê San 3

2

260

260

Sông Hinh

2

70

70

Trị An

4

400

440

Thác Mơ

2

150

150

Đa Nhim

4

160

160

Hàm Thuận

2

300

300

Đa Mi

2

175

175

1545

1505

Nhiệt điện than
Phả Lại 1

4

440

400

Phả Lại 2

2

600

600

Uông Bí

2

105

105

Uông Bí mở rộng

1

300

300

Ninh Bình

4

100

100

200

186

Nhiệt điện dầu
Thủ Đức

3

165

153

Cần Thơ

1

35

33

3248

2933

8GT+S9+S10

399

322

4GT+ST23, 26

982

880

Phú Mỹ 1

3GT+S14

1138

1065

Phú Mỹ 4

2GT+ST3

468

440

Thủ Đức

4

111

90

Cần Thơ

4

150

136

Tua bin khí
Bà Rịa
Phú Mỹ 21

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

Pkd (MW)

- 14 -


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Nhà máy

Số máy Ptk (MW)

Diesel và TĐ nhỏ
Ngoài ngành

Pkd (MW)

454

200

3668

3639

Amata

2

13

13

Bourbon

2

24

24

Cà Mau

2

500

500

Cái Lân

6

39

39

Cần Đơn

2

78

78

Cao ngạn

2

115

110

Đạm Phú Mỹ

1

18

18

Formosa

1

150

150

Hiệp Phước

3

375

375

Na Dương

2

110

110

Phú Mỹ 22

2GT+ST3

733

715

Phú Mỹ 3

2GT+ST3

733

726

Sê San 3A

2

108

108

Srokphumieng

2

51

51

VeDan

2

72

72

550

550

Mua TQ
Phủ biểu đồ phụ tải

Vấn đề huy động nguồn nhằm phủ biểu đồ phủ tải HTĐ Quốc gia trong giai đoạn
hiện nay được thực hiện theo nguyên tắc (sắp xếp theo thứ tự ưu tiên):
-

Huy động theo các yêu cầu kỹ thuật (bù điện áp, chống quá tải...)

-

Huy động theo các yêu cầu khách quan khác (tưới tiêu, giao thông vận tải ...)

-

Huy động theo các ràng buộc trong hợp đồng mua bán điện

-

Huy động theo tính toán tối ưu và tính toán thị trường điện

Xem xét một cách tổng quan thì giá điện năng theo các loại hình nhà máy điện được
sắp xếp từ thấp đến cao như sau: Thuỷ điện, Tua bin khí chu trình hỗn hợp, Nhiệt điện
than, TBK chu trình đơn, nhiệt điện dầu, Tua bin khí chạy dầu, diezen.
Bên cạnh đó, như đã phân tích ở trên thì trong các thành phần nguồn của HTĐ Quốc
gia, thuỷ điện chiếm tỷ trọng lớn, việc khai thác các nhà máy này hoàn toàn phụ thuộc
vào yếu tố mùa trong năm.

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

- 15 -


Khúa o to nhõn viờn vn hnh 2008

T cỏc yu t k trờn cng vi kh nng linh hot trong vn hnh ca cỏc loi ngun
(xem ch vn hnh) s quyt nh n vn huy ng ngun ph biu ph ti.
Trong thc t hin nay, vic ph biu ph ti c chia lm 2 mựa nh sau:
a. Mựa l
Vo mựa l, nc v cỏc h thu in rt di do, do vy cỏc nh mỏy thu in s

c huy ng chy ti a cú th. Th t cỏc ngun ph biu ph ti l: Thu in,
TBK, nhit in than, nhit in du, mua ngoi, thu in, cui cựng l TBK du v
diezen chy ph nh.
Chi tit cỏc thnh phn ngun tham gia ph biu ph ti vo mựa l c th
hin ti hỡnh 9.

Hỡnh 8: T trng thnh phn ngun mựa l
Phủ biể
uđ
ồ phụ tải mù a lũ
7500

Diesel

7000

TBK dầu

6500
6000
5500
5000
4500
Thuỷ đ
iện

4000
3500
3000
2500

Mua ngoài

2000

NĐ than

1500
1000

Thu in +

500

NĐ dầu

TBK khí

0
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hỡnh 9: Ph biu ph ti mựa l
Phũng Vn hnh Kinh t
NLDC

- 16 -


Khúa o to nhõn viờn vn hnh 2008

b. Mựa khụ
Vo mựa khụ, do nc v cỏc h thu in hn ch nờn vic khai thỏc loi nh mỏy
ny hon ton tuõn theo ng iu tit. Th t cỏc ngun ph biu ph ti l: TBK,
nhit in than, nhit in du, mua ngoi, thu in, cui cựng l TBK du v diezen
chy ph nh.
Chi tit cỏc thnh phn ngun tham gia ph biu ph ti vo mựa khụ c th
hin ti hỡnh 11.

Hỡnh 10: T trng thnh phn ngun mựa khụ
Phủ biểu đồ phụ tải mùa khô
8200
7700

Diesel

7200
6700

TBK dầu

6200
5700
5200
4700

Thuỷ điện

4200
3700

Mua ngoài

3200

NĐ dầu

2700

NĐ than

2200
1700

1200

TBK khí

700
200
-300 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hỡnh 11: Ph biu ph ti mựa khụ
Phũng Vn hnh Kinh t
NLDC

- 17 -


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

LƯỚI ĐIỆN
Để cung cấp điện từ nguồn đến phụ tải thì cần phải có một mạng lưới điện (gồm
đường dây và máy biến áp) phát triển rộng lớn. Trên HTĐ Việt Nam hiện nay, lưới điện
được phân ra 2 loại là lưới truyền tải và lưới phân phối, lưới điện có các cấp điện áp sau:
-

Lưới truyền tải:
+ Điện áp siêu cao: 500kV
+ Điện áp cao: 220kV, 110kV, 66kV

-

Lưới phân phối:
+ Điện áp trung: 35kV, 22kV, 15kV, 10kV, 6kV
+ Điện áp hạ: 220 V

-

Máy biến áp được phân ra hai loại là:
+ Máy biến áp ba pha ba cuộn dây
+ Máy biến áp tự ngẫu

Vai trò của đường dây liên kết 500kV đối với HTĐ Việt Nam
Đường dây siêu cao áp 500kV Bắc - Nam mạch 1 được chính thức đưa vào vận
hành ngày 27/05/1994 mở ra một bước phát triển mới cho ngành điện của Việt nam. Thời

gian đầu đường dây siêu cao áp này đã truyền tải một lượng công suất lớn cung cấp cho
HTĐ miền Trung và miền Nam đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định phục vụ
sản xuất và sinh hoạt của toàn dân. Cùng với thời gian, việc hoàn thiện mạch 1 nhằm đáp
ứng nhu cầu cũng như nâng cao chất lượng cung cấp điện đã được thực hiện bằng việc
lắp mới hoặc lắp thêm các MBA 450MVA ở các trạm 500kV (T500) Hoà Bình, Hà Tĩnh,
Đà Nẵng, Pleiku, Phú Lâm. Qua quá trình vận hành, đường dây 500kV Bắc - Nam mạch
1 đã chứng tỏ được vai trò cực kỳ quan trọng không những trong việc tạo liên kết cho
HTĐ Quốc gia, nâng cao chất lượng cung cấp điện, nâng cao hiệu quả kinh tế trong việc
khai thác và vận hành hệ thống mà còn giữ vai trò điều phối điện năng giữa các miền
trong đất nước.
Tuy nhiên, từ năm 2004 trở đi do điều kiện thời tiết và tốc độ tăng trưởng phụ tải
lớn dẫn đến nhu cầu trao đổi điện năng giữa miền Bắc và miền Nam, nhu cầu cung cấp
điện của miền Trung đã vượt khả năng tải của đường dây 500kV Bắc - Nam mạch 1.
Được sự đồng ý của chính phủ, EVN đã đầu tư xây dựng đường dây 500kV Bắc - Nam
mạch 2 và đến ngày 23/09/2005 đã chính thức khánh thành. Việc xây dựng đường dây
500kV Bắc - Nam mạch 2 đã cứu nguy năng lượng cho các tỉnh miền Bắc vào đầu năm
2005 và các năm tiếp theo, đồng thời đảm bảo tính phù hợp của HTĐ Quốc gia giai đoạn
sau năm 2005.

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

- 18 -


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Hệ thống 500kV Bắc - Nam mạch 2 đi vào vận hành thực hiện chức năng đấu nối
các nhà máy thuỷ điện khu vực Tây Nguyên và các nhà máy TBK ở miền Nam qua 2 hệ
thống đường dây 500kV Bắc - Nam để cung cấp điện cho các tỉnh duyên hải miền Trung

và truyền tải điện ra phía Bắc trong giai đoạn 2005 - 2007. Ngoài ra hai hệ thống đường
dây này còn làm nhiệm vụ trao đổi điện năng giữa các miền của đất nước, đảm bảo vận
hành ổn định, an toàn kể cả trong trường hợp một trong hai đường dây bị sự cố ngừng
cung cấp điện.
Quan sát trong những năm gần đây có thể nhận thấy trào lưu công suất truyền tải
trên từng đoạn đường dây 500kV thay đổi theo từng thời kỳ trong năm:
-

Xu thế truyền tải mùa khô là từ Nam ra Bắc. Vào thời điểm các tháng 1 và 2, đoạn
đường dây Đà Nẵng - Pleiku có một số lần tải trên 700MW, cá biệt đạt trên 800
MW. Sau khi tiến hành thay tụ bù dọc của đường dây, vấn đề quá tải của đường
dây này đã được giải quyết cơ bản. Vào thời điểm các tháng 11 và 12 khi tiến hành
tách máy Hoà Bình và Phả Lại 2 sửa chữa, đoạn Đà Nẵng - Hà Tĩnh mang tải rất
cao, thường xuyên vào khoảng 800MW, cá biệt có những thời điểm đạt trên 900
MW.

-

Xu thế truyền tải mùa lũ là từ Bắc vào Nam. Tuy nhiên do các yếu tố bất lợi về
thuỷ văn của các hồ thuỷ điện, đặc biệt là hồ Hoà Bình nên giai đoạn từ cuối tháng
5 sang đầu tháng 6 và đầu tháng 9, đường dây Hoà Bình - Hà Tĩnh thường xuyên
mang tải cao ở mức trên 700MW do khai thác cao Hoà Bình.

-

Số giờ truyền tải công suất cực đại trên các mạch đường dây 500kV xắp xếp theo
thứ tự tăng dần như sau: ĐD 500kV Đà Nẵng – Pleiku, ĐD 500kV Pleiku – Phú
lâm, ĐD 500kV Hà Tĩnh – Đà Nẵng, Hoà Bình – Hà Tĩnh.

Trong năm 2007, lưới điện 500kV Bắc - Nam vận hành tương đối ổn định. Một số

công trình lưới điện quan trọng đã được đưa vào vận hành như: bổ sung máy biến áp AT1
500kV Đà Nẵng sau khi thay pha A của MBA bị cháy từ ngày 26/12/2006 để chống quá
tải AT2 Đà Nẵng, đưa trạm 500kV Di Linh vào vận hành. Năm 2007, tổn thất trên lưới
truyền tải 500kV đạt 4.02%, giảm 0.12 % so với năm 2006 (4.13%).

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

- 19 -


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Lưới điện truyền tải của các HTĐ miền
Lưới điện truyền tải của các HTĐ miền bao gồm các cấp điện áp 220kV và 110kV
do 04 công ty Truyền tải điện quản lý vận hành.
-

Công ty Truyền tải điện 1 (TTĐ1): lưới điện truyền tải miền Bắc.

-

Công ty Truyền tải điện 2 (TTĐ2) và 3 (TTĐ3): lưới điện truyền tải miền Trung

-

Công ty Truyền tải điện 4 (TTĐ3): lưới điện tryền tải miền Nam.
Ranh giới quản lý thiết bị:

-

Giữa TTĐ1 và TTĐ2 là: cột 339 trên đường dây 220kV Hà Tĩnh - Đồng Hới.

-

Giữa TTĐ2 và TTĐ3 là: máy cắt 172 Hoài Nhơn, từ trạm Hoài Nhơn trở vào trong
là do TTĐ3 quản lý.

-

Giữa TTĐ3 và TTĐ4 là: máy cắt 171 Tháp Tràm, 272 và 175 Đa Nhim, từ trạm
Tháp Tràm và Đa Nhim trở vào trong là do TTĐ 4 quản lý.
a. Lưới điện truyền tải Miền Bắc

Lưới điện truyền tải của HTĐ miền Bắc chủ yếu là cấp điện áp 220kV. Các nguồn
phát trên hệ thống miền Bắc được bố trí vận hành tương đối ổn định, cùng với việc thay
đổi phương thức kết dây phù hợp tại các trạm nút như Đông Anh, Núi Một, Ba Chè, Nghi
Sơn, Hưng Đông, Mai Động, Sóc Sơn ... và khai thác tối đa các bộ tụ bù tại các trạm 220
kV, đã làm giảm đáng kể tổn thất điện năng trên lưới truyền tải, góp phần không nhỏ đảm
bảo cung cấp điện an toàn, ổn định, liên tục và kinh tế. Tổng dung lượng tụ bù vô công
trên cấp điện áp 110kV của HTĐ miền Bắc ~ 1065 MVAR

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

- 20 -


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

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

đường dây truyền tải, do vậy đã giảm được rất nhiều thời gian mất điện do sự cố thoáng
qua. Tuy nhiên hiện nay còn rất nhiều trạm tuy đã có rơ le tự động đóng lại nhưng không
đưa vào vận hành được do các đường dây không có máy biến điện áp đường dây.
Nhìn chung, hệ thống rơ le bảo vệ trên HTĐ miền Bắc làm việc tin cậy, chính xác
và chọn lọc. Tuy nhiên vẫn còn bảo vệ tác động sai do chạm chập, hư hỏng mạch nhị thứ;
một số bảo vệ tác động sai chưa xác định rõ nguyên nhân.

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

- 21 -


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

b. Miền Trung
Hiện nay, HTĐ miền Trung được cấp điện qua đường dây 500kV và từ hai HTĐ
miền Bắc và Nam, nhà máy thủy điện Ialy phát công suất trực tiếp lên lưới 500kV. Do đó
vai trò của 2 trạm 500kV Đà Nẵng và Pleiku là rất lớn trong việc đảm bảo cung cấp điện
cho miền Trung.
Lưới điện miền Trung trải dài theo địa hình, liên kết hệ thống kết hợp cả 2 cấp điện
áp 220kV và 110kV. Các đường dây tương đối dài, đi qua nhiều khu vực địa hình phức
tạp, thời tiết nhiều giông sét nên số lần sự cố xảy ra nhiều.
Tình hình quá tải:
-

Trước đây, trong quý I-2007, tình trạng quá tải thường xuyên MBA AT1 trạm
KrôngBuk (3-8%), quá tải tạm thời MBA T2 trạm Buôn Mê Thuột (0.8%),
MBA T1 trạm Eakar (1%) do tải khu vực Đăklăk tăng cao, thủy điện tại chỗ
thiếu nước và do đặc thù địa lý kết cấu lưới phân phối của Điện lực; các trạm

đầy tải gồm có T1/Điện Nam Điện Ngọc (94%), T1/Đại Lộc (96%), T1/An
Nhơn (93%).

-

Hiện nay, do đã lắp thêm MBA, cải tạo lưới phân phối, nguồn nước thủy điện
đủ nên hầu hết không còn tình trạng quá tải thiết bị, ngoại trừ MBA T1/An
Nhơn vẫn đang đầy tải (92%-93%).

Chất lượng điện áp:
-

Điện áp cao vào thấp điểm (từ 1 - 4 h sáng) đối với khu vực kết vòng 220 500kV giữa NMTĐ Sê San 3- T500 Pleiku - T220 Nha Trang - T220 Đa Nhim
(chủ yếu tập trung vào các ngày lễ tết, ngày nghỉ tải thấp và trong thời gian sự
cố T500 Pleiku, giữa các đợt mưa bão).

-

Điện áp cao vào thấp điểm (từ 1 - 4 h sáng) đối với khu vực cuối nguồn 110kV
(Đông Hà) do tải nhỏ.

-

Riêng TBA 110kV ĐăkNông nhận điện từ Thủy điện Thác Mơ, vào thấp điểm
điện áp phía 110 duy trì từ 121-123kV tương ứng điện áp đầu ra 23.5-24kV
theo yêu cầu của Điện lực ĐăkNông.

Các công trình mới, nâng cấp cải tạo trong năm 2007 gồm:
-

Đóng điện, nâng cấp thêm 2 MBA 220kV, 7 MBA 110kV mới và tăng cường
công suất cho một số trạm 220kV, 110kV đang vận hành với tổng dung lượng
tăng thêm khoảng 392 MVA.

-

Công trình trạm mới: 01 công trình (T110 - Bình Tân).

-

Công trình cải tạo và nâng cấp trạm: 10 công trình (T220 - Huế, Krôngbuk;
T110 - Huế 2, Điện Nam Điện Ngọc, Đông Hà, Sông Gianh, Liên Chiểu...).

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

- 22 -


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

-

Công trình mới về nguồn: 7 công trình thủy điện (Sê San 3A, Quảng Trị, Đrây
H’Linh2, Khe Diên, EaKrôngRou, IaGrai3, Đăkrơsa...).

-

Đóng điện mới và nâng cấp cải tạo 90km ĐD 110kV.

Đánh giá hiệu quả chung của các công trình mới:
-

Khắc phục tình trạng đầy tải các máy biến áp của một số trạm 110kV.

-

Giảm tổn thất truyền tải chung trên hệ thống.

-

Tăng thêm khả năng nhận điện cho các Điện lực (sau khi Điện lực đã cải tạo và
phát triển thêm hệ thống lưới điện phân phối).

Trong năm 2007, HTĐ miền Trung phải đối đầu với nhiều trận bão lớn và lũ lụt liên
tiếp (điển hình bão số 6), gây thiệt hại nặng nề cho lưới truyền tải và lưới điện phân phối.
HTĐ miền Trung trải dài theo kinh tuyến, liên kết hệ thống chủ yếu bằng đường dây
110kV. Địa hình phức tạp, thời tiết nhiều giông sét bão tố nên số lần sự cố xảy ra nhiều.
Đối với hệ thống rơ le bảo vệ đường dây và trạm:
-

Hầu hết trong các lần sự cố trên đường dây và thiết bị trạm hệ thống BVRL và
tự động hóa trong HTĐ miền Trung làm việc tin cây, không có sự cố gây ảnh
hưởng lớn đến cung cấp điện, chức năng tự động đóng lặp lại làm việc có hiệu
quả trong trường hợp sự cố thoáng qua.

-

Trong quý I, tồn tại một vài sai sót nhỏ về mạch nhị thứ và chỉnh định tại trạm
dẫn đến máy cắt tác động không chọn lọc gây mất điện phụ tải (Phong Điền,

Diên Sanh, T500 Pleiku, Tuy Hòa 2).

-

Trong quý II, do sự cố MBA AT2 T500 Pleiku và kết lưới 220kV yếu tại khu
vực Pleiku - Krôngbuk - Nha Trang, Quy Nhơn nên để tránh tác động không
chọn lọc gây mất điện phụ tải, phải thực hiện khóa một số bảo vệ tại các trạm
E52, E47, E29.

-

Trong quý III và quý IV do ảnh hưởng liên tiếp của nhiều đợt bão và lũ lụt gây
sự cố nhiều, tuy nhiên hệ thống BVRL đã làm việc tốt, khắc phục dần các tồn
tại ở các trạm để đưa các khối chức năng BVRL còn thiếu hay khóa vào làm
việc.

Cũng chính đặc điểm đường dây quá dài nên trong nhiều trường hợp thao tác hòa
điện cần phải sa thải phụ tải mới có thể điều chỉnh được điện áp và góc pha trong phạm vi
cho phép.
Trong HTĐ Miền Trung, các khu vực cuối nguồn thường có dòng điện ngắn mạch
nhỏ, chỉ lớn hơn dòng tải cực đại một chút. Đối với các rơ le bảo vệ quá dòng thông
thường không thể phát hiện sự cố, việc giải quyết mâu thuẩn giữa độ nhậy và độ tin cậy
đôi lúc không thể thực hiện. Hệ thống bảo vệ quá dòng dự phòng đường dây nhiều nơi
gần như bị vô hiệu khi chỉnh định dòng tác động theo yêu cầu dòng tải.
Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

- 23 -

Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

c. Miền Nam
Cho đến nay đặc điểm lớn nhất của HTĐ miền Nam là có một trung tâm nguồn rất
lớn Bà Rịa - Phú Mỹ và có một trung tâm phụ tải lớn nhất cả nước là thành phố Hồ Chí
Minh và lân cận. Điều này dẫn đến có những trạm phải vận hành tách dàn thanh góp để
hạn chế dòng ngắn mạch.
Tình hình quá tải lưới điện:
-

ĐD 220kV Cai Lậy - Trà Nóc luôn đầy tải và quá tải khi các NMĐ Cần Thơ và
Cà Mau không phát.

-

Các ĐD thường xuyên mang tải cao: 172 Hóc Môn - Vĩnh Lộc, 179 Mỹ Tho 2
- Bến Tre, 176 Rạch Giá 2 - Châu Đốc, 180 Phú Lâm - Lê Minh Xuân.

-

Các MBA luôn đầy tải và quá tải: MBA T3, T4 Bình Hoà, T1 Bình Triệu, T2
Bến Tre, 1T Chợ Lớn, T1, T2, 5T Hóc Môn, T1,T2, T4, T5 Phú Lâm, T1, T2
Sóng Thần, T1T2 Phú Định, T1 Vĩnh Long 2, T1 Vĩnh Lộc, T1 Việt Thành 2.

Tình hình điện áp ở các khu vực Miền Đông và Cao Nguyên tương đối ổn định do
khai thác hiệu quả các tụ bù tại các trạm 220kV và khai thác tốt công suất phản kháng tại
các nguồn điện (tổng dung lượng tụ bù ở lưới 110kV ~680 MVAR). Riêng khu vực miền
Tây, điện thế ở một số trạm 110kV cuối nguồn bị giảm thấp nhưng trong chế độ vận hành
bình thường khi có NMĐ Cần Thơ và Cà Mau vận hành vấn đề điện áp thấp cơ bản được
giải quyết, không có điểm nào điện thế thấp dưới 100kV vượt ngoài ngưỡng điều chỉnh

của bộ điều áp dưới tải; chỉ có khi chuyển đổi lưới để phục vụ cho công tác nâng cấp cải
tạo, phải chuyển phụ tải về nhận điện từ một phía thì điện áp mới bị giảm thấp nhiều. Tuy
nhiên vẫn có các vùng có điện áp thấp vào cao điểm như: trạm 220kV Vĩnh Long, Bạc
Liêu, Cà Mau 2, Rạch Giá 2, Trà Nóc, trạm 110kV Châu Đốc, Đại Nghĩa, Long Xuyên,
Sóc Trăng, Trần Đề.
Hệ thống rơ le bảo vệ hoạt động tốt, mỗi khi có sự cố xảy ra đều được kiểm tra,
phân tích, các trường hợp rơ le tác động không đúng (hư hỏng rơ le, chạm chập mạch nhị
thứ, cài đặt không đúng chức năng...) đều được các đơn vị phối hợp kiểm tra, xử lý kịp
thời, không để lập lại sự cố tương tự. Tuy nhiên cũng có 1 số lần rơ le tác động không
đúng như sự cố tại trạm 220kV Nhà Bè và Thủ Đức.

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

- 24 -


Khóa đào tạo nhân viên vận hành 2008

Chiều dài đường dây và dung lượng các MBA truyền tải
a. Đường dây

Cấp điện áp

Tổng chiều dài đường dây [km]
TTĐ1

TTĐ2

TTĐ3

TTĐ4

Các CTĐL

500kV

887

1210

592

597

3286

220kV

2957

288

576

2666

6487

110kV

192

890

1137

1453

7737

Tổng hệ thống

11409

Bảng 10: Chiều dài đường dây năm 2007
b. Máy biến áp (không kể các máy biến áp khối máy phát)
Cấp điện áp
500kV
Số máy
220kV
110kV
66kV

miền Bắc

miền Trung miền Nam

Tổng hệ thống

5

3

7

15

Tổng MVA

2250

1350

3450

7050

Số máy

41

17

58

116

Tổng MVA

5626

1822

10065

17513

Số máy

260

96

302

658

Tổng MVA

8024

2473

11741

22238

Số máy

-

-

4

4

Tổng MVA

-

-

68

68

Bảng 11: Số lượng và dung lượng MBA năm 2007
c. Chiều dài đường dây và dung lượng máy biến áp truyền tải qua các năm
Cấp điện áp

500kV 220kV 110kV 66kV

Đường dây 1998 1488
[km]

Phòng Vận hành Kinh tế
NLDC

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
- 25 -