Tính toán phân tích chế độ xác lập và nghiên cứu ứng dụng thiết bị bù có điều khiển SVC vào lưới truyền tải việt nam

..

..

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

HỒ ANH TUẤN

TÍNH TỐN PHÂN TÍCH CHẾ ĐỘ XÁC LẬP VÀ
NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG THIẾT BỊ BÙ CÓ ĐIỀU
KHIỂN SVC VÀO LƯỚI TRUYỀN TẢI VIỆT NAM
CHUYÊN NGÀNH : MẠNG VÀ HỆ THỐNG ĐIỆN
MÃ SỐ : 02-06-07

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

GS. TS. LÃ VĂN ÚT

HÀ NỘI - 2005


Mục Lục

Mục lục
Trang
Các chữ viết tắt và ký hiệu

1

Mở đầu

2

Chương I: Hiện trạng HTĐ Việt Nam và qui hoạch phát triển đến 2010

5

I.1. Hiện trạng hệ thống điện Việt Nam

5

I.1.1. Tình hình sản xuất và tiêu thụ điện năng

5

I.1.2. Hệ thống truyền tải và phân phối điện

8

I.2. Quy hoạch phát triển hệ thống điện giai đoạn 2005-2010

12

I.2.1. Dự báo nhu cầu tiêu thụ điện giai đoạn 2005-2010-2020

12

I.2.2. Chương trình phát triển nguồn điện giai đoạn đến 2010

13

I.2.3. Chương trình phát triển nguồn điện giai đoạn 2011-2020

14

I.2.4. Quy hoạch phát triển HTĐ 500kV qua các giai đoạn

15

I.2.5. Liên kết lưới điện 500kV và mua bán điện với các quốc gia
láng

16

giềng và khu vực
Chương II: Tổng quan về công nghệ FACTS

21

II.1. Đặt vấn đề

21

II.2. Lợi ích khi sử dụng thiết bị FACTS, phân loại thiết bị FACTS

22

II.2.1. Các ưu điểm khi sử dụng thiết bị FACTS

22

II.2.2. Phân loại thiết bị FACTS

23

II.3. Một số thiết bị FACTS

24

II.3.1. Thiết bị bù tĩnh điều khiển bằng thyristor (SVC)

24

II.3.2. Thiết bị bù dọc điều khiển bằng thyristor (TCSC)

25

II.3.3. Thiết bị bù ngang điều khiển thyristor (STATCOM)

26

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


Mục Lục

II.3.4. Thiết bị điều khiển góc pha bằng Thyristor (TCPAR)

27

II.3.5. Thiết bị điều khiển dịng cơng suất hợp nhất (UPFC)

29

II.4. Khả năng áp dụng thiết bị FACTS tại Việt Nam

31

Chương III: Mơ hình HTĐ trong tính tốn chế độ xác lập có xét đến
SVC

32
III.1. Chế độ xác lập của hệ thống điện

32

III.1.1. Đặc điểm chế độ xác lập

32

III.1.2. ổn định tĩnh của CĐXL và giới hạn truyền tải

33

III.1.3. Hệ phương trình tính tốn CĐXL trong hệ thống điện

35

III.1.3.1. Hệ phương trình tính tốn

35

III.1.3.2. Thuật tốn Newton - Raphson giải hệ phương trình
CĐXL

38

III.2. Mơ hình SVC trong tính tốn CĐXL

40

III.2.1 Cấu tạo và nguyên lý hoạt động

40

III.2.2. Đặc tính làm việc của SVC

41

III.2.3. Đặc tính điều chỉnh

43

III.2.4. Mơ hình hóa SVC như một điện kháng có trị số thay đổi

48

III.2.5. Mơ hình SVC theo tổ hợp nguồn và phụ tải phản kháng

50

III.3. Chương trình phân tích chế độ hệ thống PSS/E và khả năng

53

tính tốn CĐXL có các thiết bị FACTS
III.3.1. Giới thiệu chung

53

III.3.2. Mô tả các chức năng của PSS/E

54

III.3.3. Hoạt động của PSS/E

54

III.3.4. Mô tả các phần tử cơ bản của hê thống điện trong PSS/E

56

Chương IV: Tính tốn phân tích chế độ xác lập của HTĐ Việt Nam

65

và đánh giá nhu cầu sử dụng SVC trong lưới truyền tải
IV.1. Các điều kiện tính tốn

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005

65


Mục Lục

IV.2. Kết quả tính tốn
IV.2.1. Năm 2004
IV.2.1.1. Trường hợp vận hành bình thường

67
67
67

IV.2.1.2. Trường hợp sự cố đường dây 500kV - Phụ tải cực
đại
IV.2.2. Năm 2010

70
72

IV.2.2.1. Mùa mưa

72

IV.2.2.2. Mùa khô

78

IV.2.3. Nhận xét chung
IV.3. Kết luận
Chương V: Hiệu quả của SVC để ổn định điện áp

86
88
89

và nâng cao giới hạn truyền tải
V.1. Lựa chọn vị trí đặt SVC

89

V.2. Khảo sát đặt SVC tại các trạm 500kV

90

V.2.1. Đặt SVC tại Phú Lâm

90

V.2.2. Đặt SVC tại Tân Định

95

V.2.3. Đặt SVC tại Thường Tín

100

V.2.4. Đặt SVC tại Nho Quan

105

V.2.5. Đặt SVC tại Dốc Sỏi

109

V.2.6. Đặt SVC tại Đà Nẵng

113

V.3. Kết luận

117

Kết luận chung

118

Tài liệu tham khảo

120

Phụ lục

122

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005

1
Các chữ viết tắt và ký hiệu

Các chữ viết tắt và ký hiệu
CĐXL

Chế độ xác lập

CSPK

Công suất phản kháng

ĐDSCA

Đường dây siêu cao áp

FACTS

Flexible AC Transmission Systems - Hệ thống truyền
tải điện xoay chiều linh hoạt

GTO

Gate Turn-Off Thyristor - Khố đóng mở

HTĐ

Hệ thống điện

MBA

Máy biến áp

NĐ

Nhiệt điện

NMĐ

Nhà máy điện

STATCOM

Static Synchronous Compensator - Thiết bị bù ngang
điều khiển thyristor

SVC

Static Var Compensator - Thiết bị bù tĩnh điều khiển
bằng thyristor

TBK

Tua bin khí

TĐ

Thủy điện

TCPAR

Thyristor Controlled Phase Angle Regulator - Thiết bị
điều chỉnh góc lệch pha của điện áp

TCR

Thyristor Controlled Reactor - Kháng điện điều khiển
bằng thyristor

TCSC

Thyristor Controlled Series Compensator - Thiết bị bù
dọc điều khiển bằng thyristor

TSR

Thyristor Switched Reactor - Kháng điện đóng mở bằng
thyristor

TSC

Thyristor Switched Capacitor - Tụ điện đóng mở bằng
thyristor

UPFC

Unified Power Flow Control - Thiết bị điều khiển dịng
cơng suất hợp nhất

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005

2
Mở đầu

MỞ ĐẦU
1. Mục đích nghiên cứu và lý do chọn đề tài
Trong thời gian qua, cùng với sự phát triển kinh tế với tốc độ cao, nhu cầu tiêu
thụ điện của nước ta tăng trưởng không ngừng, đặc biệt trong q trình cơng nghiệp
hóa, hiện đại hóa đất nước, từng bước hội nhập nền kinh tế khu vực và thế giới. Để
đảm bảo cung cấp điện an toàn và ổn định, đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế xã hội
của cả nước, hệ thống điện Việt Nam đã có những bước phát triển mạnh mẽ.
Từ giữa năm 1994, với việc đưa vào vận hành đường dây siêu cao áp
(ĐDSCA) 500kV Bắc - Trung - Nam có chiều dài gần 1.500km, HTĐ Việt Nam trở
thành HTĐ hợp nhất với đầy đủ các đặc trưng của hệ thống lớn. Một mặt, HTĐ hợp
nhất cho phép khai thác tối đa các ưu điểm vận hành kinh tế (phối hợp các nguồn
thuỷ - nhiệt điện, tối ưu hố cơng suất nguồn...), mặt khác, cho phép nâng cao độ tin
cậy cung cấp điện. Việc hợp nhất hệ thống còn là tiền đề thuận lợi cho việc phát
triển các loại nguồn điện công suất lớn và việc đấu nối vào hệ thống.
Tuy nhiên, với hệ thống điện hợp nhất có các ĐDSCA, một trong những vấn
đề quan trọng là tính ổn định trong quá trình vận hành. Trong các HTĐ này, những
sự cố do mất ổn định gây ra sẽ làm ngừng cung cấp điện hoặc phân chia hệ thống
thành từng phần riêng rẽ.
Căn cứ Tổng sơ đồ phát triển điện lực Việt Nam giai đoạn 2001-2010 có xét
tới 2020 (Tổng sơ đồ V hiệu chỉnh) đã được Chính phủ phê duyệt, dự kiến sẽ đưa
vào vận hành một loạt các nhà máy điện lớn trong cả nước như: TĐ Sơn La, Huội
Quảng, Bản Chát, Đồng Nai 3,4, NĐ Quảng Ninh, Mông Dương, cụm NĐ Phú Mỹ,
Ơ Mơn... Hệ thống điện 500kV có những bước tăng trưởng nhảy vọt, dần trở thành
trục xương sống của lưới truyền tải, nối liền các trung tâm phụ tải với các trung tâm
phát điện. Thêm vào đó, trong thời gian tới, để đảm bảo độ tin cậy cấp điện đồng

thời khai thác hiệu quả các nhà máy điện, HTĐ Việt Nam sẽ liên kết, trao đổi điện
với các nước trong khu vực.
Với qui mô phát triển như vậy, một số vấn đề phức tạp phải giải quyết mà ở
các hệ thống nhỏ khơng có như:

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


3
Mở đầu

- Yêu cầu về độ ổn định, chất lượng điện áp và tần số vì vùng ảnh hưởng là rất
lớn,
- u cầu về khả năng điều khiển dịng cơng suất trao đổi giữa các khu vực.
- Vấn đề ổn định điện áp trên ĐDSCA, đặc biệt là trên các đường dây dài,
cùng với nó là vấn đề bù cơng suất phản kháng (CSPK) trên đường dây.
Trong chế độ vận hành của các ĐDSCA, việc bù thông số đường dây bằng các
thiết bị bù dọc và bù ngang có vai trò rất quan trọng trong các giải pháp nhằm nâng
cao tính ổn định cho hệ thống.
Với việc áp dụng các thành tựu đã đạt được của công nghệ bán dẫn vào lĩnh
vực truyền tải điện, các linh kiện điện tử công suất lớn, điện áp cao như Thyristor,
Gate Turn-Off Thyristor có thể sử dụng vào các hệ thống truyền tải điện xoay chiều
linh hoạt (FACTS - Flexible AC Transmission System). FACTS đã góp phần vào
việc giải quyết những hạn chế trên đường dây truyền tải, nâng cao tính ổn định và
tận dụng triệt để các thiết bị hệ thống hiện có.
Mục đích nghiên cứu của luận văn: Qua tính tốn phân tích CĐXL của HTĐ
Việt Nam xem xét, đánh giá hiệu quả của việc đặt thiết bị bù tĩnh được điều khiển
bằng thyristor (SVC) nhằm nâng cao khả năng tải và san bằng điện áp phân bố dọc
trên hệ thống 500kV Bắc - Nam.
2. Nội dung luận văn

Với mục tiêu nêu trên, luận văn được trình bầy trong 5 chương:


Chương I: Hiện trạng HTĐ Việt Nam và qui hoạch phát triển đến 2010



Chương II: Tổng quan về công nghệ FACTS



Chương III: Mơ hình HTĐ trong tính tốn chế độ xác lập có xét đến SVC



Chương IV: Tính tốn phân tích chế độ xác lập của HTĐ Việt Nam và đánh
giá nhu cầu sử dụng SVC trong lưới truyền tải



Chương V: Hiệu quả của SVC để ổn định điện áp và nâng cao giới hạn truyền
tải
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Hệ thống điện Việt Nam thời điểm cuối năm 2004 và dự kiến đến năm 2010

được nêu ra trong đề án "Tổng sơ đồ phát triển Điện lực Việt Nam giai đoạn 2001-

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005

4
Mở đầu

2010 có xét triển vọng đến năm 2020" (Tổng sơ đồ V hiệu chỉnh) đã được phê
duyệt và "Kế hoạch 5 năm 2006-2010" của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam
(EVN).
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận văn
Các kết quả nghiên cứu của luận văn góp phần đánh giá sự ổn định của HTĐ
Việt Nam và bước đầu cho thấy hiệu quả của thiết bị bù tĩnh có điều khiển (SVC)
trong các chế độ vận hành của hệ thống điện cũng như đề xuất các vị trí lắp đặt và
cơng suất thiết bị bù thích hợp nhằm nâng cao tính ổn định của HTĐ Việt Nam
Tác giả xin chân thành cảm ơn các thầy giáo và cô giáo trong Bộ môn Hệ
thống điện Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, các bạn bè đồng nghiệp đã giúp đỡ
và tạo điều kiện thuận lợi trong thời gian thực hiện luận văn. Đặc biệt tác giả xin
bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc với Thầy giáo GS.TS. Lã Văn Út, người đã quan tâm,
tận tình hướng dẫn giúp tác giả xây dựng và hoàn thành luận văn này.

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


5
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

Chương I
HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
VÀ QUI HOẠCH PHÁT TRIỂN ĐẾN 2010
I.1. Hiện trạng hệ thống điện Việt Nam
I.1.1. Tình hình sản xuất và tiêu thụ điện năng
Hiện nay, hệ thống điện Việt Nam có tổng cơng suất đặt của các nguồn điện là
10.452MW, công suất khả dụng khoảng 10.223MW, với cơ cấu nguồn điện như

sau: Thuỷ điện 40%, nhiệt điện 20%, tua bin khí (TBK) 35%, diezel và các nguồn
khác 5%. Nguồn thuộc EVN là 8.747 MW (chiếm 84%) và các nguồn ngoài EVN là
1698MW (16%). Tổng công suất tăng thêm năm 2004 là 1.464MW. Danh sách các
nhà máy điện hiện có được trình bày như trong bảng 1.1
Bảng 1.1: Danh mục các NMĐ tính đến cuối năm 2004
TT
I

II

Công suất đặt
(MW)

Công suất khả dụng
(MW)

4.198

4.210

+ Thác Bà

108

120

+ Hồ Bình

1.920

1.920

+ Yaly

720

720

+ Vĩnh Sơn

66

66

+ Sơng Hinh

70

70

+ Đa Nhim

160

160

+ Trị An

400

400

+ Thác Mơ

150

150

+ Hàm Thuận

300

300

+ Đa Mi

175

175

+ Cần Đơn

78

78

+ Thủy điện nhỏ

51

51

2.068

2.018

105

105

Tên nhà máy điện
Thủy điện

Nhiệt điện
+ ng Bí (than)

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


6
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

TT

Cơng suất đặt
(MW)

Cơng suất khả dụng
(MW)

+ Ninh Bình (than)

100

100

+ Na Dương (than)

100

100

+ Formosa (than)

150

150

+ Phả Lại 1 (than)

440

400

+ Phả Lại 2 (than)

600

600

+ Thủ Đức (dầu)

165

156

+ Trà Nóc (dầu)

33

32

+ Hiệp Phước (NMĐ độc
lập)

375

375

4.526

4.434

+ Thủ Đức

128

70

+ Bà Rịa

389

378

2.992

2.969

150

150

245

153

0

0

+ Miền Trung

176

91

+ Miền Nam

69

62

Mua ngồi khác

275

275

10.445

10.223

Tên nhà máy điện

III Tua bin khí

+ Trung tâm NĐ Phú Mỹ
+ Trà Nóc
IV Diezel
+ Miền Bắc

V

Tổng cộng

Tình hình sản xuất điện năng giai đoạn 1995-2004 được trình bày trong bảng
1.2. Sản xuất điện năng năm 2004 tăng gấp 3,16 lần năm 1995 với tốc độ tăng
trưởng bình quân giai đoạn 1995-2004 là 13,6%/năm.
Diễn quá quá trình tiêu thụ điện giai đoạn 1995-2004 được trình bày trong

Bảng 1.3. Từ đó ta thấy 9 năm qua điện năng thương phẩm tăng gấp 3,5 lần. Tốc độ
tăng truởng điện thương phẩm đạt bình quân đạt 15,1%. Năm 2004, nhu cầu phụ tải
tăng trưởng ở mức cao, công suất cực đại của toàn hệ thống lên đến 8.376MW. Sản
lượng điện thương phẩm năm 2004 đạt 39,7 tỷ kWh, đạt 101,03% so với kế hoạch,
tăng 13,3% so với năm 2003.
Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


7
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

Bảng 1.2: Cơ cấu sản xuất điện giai đoạn 1995-2004
Đơn vị: GWh
TT Cơ cấu SX điện 1995 1996 … 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Tổng đ.năng
SX

14.63 16.94 … 23.73 26.59 30.60 35.80 40.82 46.24
6
5
9
4
3
1
5
0

Tăng trưởng
(%)

19,2

15,8 …

9,6

12,1

15,1

17,0

14,0

13,3

BQ đầu người

198

225

309

341

390

450

510

560

…

Pmax (MW)

2.796 3.177 … 4.329 4.890 5.655 6.552 7.408 8.376

Thuỷ điện

10.58 12.00 … 13.93 14.54 18.21 18.19 18.97 17.40
2
8
7
7
5
8
1
2

Tỷ trọng (%)

72,3

Nhiệt điện

2.929 3.279 … 5.386 5.941 6.458 8.808 9.678 13.68
0

Tỷ trọng (%)

20,0

Diezel - TBK

1.125 1.658 … 4.416 6.105 5.930 9.594 12.17 14.92
6
4

1

2

3

70,8 … 58,7

19,4 … 22,7

Tỷ trọng (%)

7,7

9,8

4 Điện TD (%)

2,31

2,56 …

… 18,6
2,3

54,7

22,3

59,5

21,1

50,8

22,4

46,4

23,7

38,1

29,6

23,0

19,4

26,8

29,8

32,3

2,15

2,11

2,1

2,05

2,04

Bảng 1.3: Cơ cấu tiêu thụ điện
Đơn vị: GWh
TT

Cơ cấu tiêu
thụ

1 Công nghiệp

1995

1996 … 1999

2000

2001

2002

2003

2004

4.614 5.503 … 7.590 9.088 10.39 12.68 14.26 17.89
4
1
7
4

Tỷ trọng (%)

41,3

41,1 … 38,7

40,6

40,4

42

43,8

45,2

2 Nông nghiệp

632

643

…

582

428

478

506

612

551

Tỷ trọng (%)

5,6

4,8

…

3,0

1,9

1,9

1,7

1,6

1,4

3 Gia dụng
Tỷ trọng (%)
4 T.Mại-K.sạn
Tỷ trọng (%)

4.929 6.136 … 10.02 10.98 12.64 14.33 16.13 17.65
0
6
6
3
1
6
44,1

45,9 … 51,1

49,0

49,1

47,4

45,7

44,6

1.010 1.092 … 1.400 1.895 2.227 2.708 3.654 3.496
9,0

8,2

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005

…

7,2

8,5

8,6

9

8,8

8,8


8

Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

5 Điện T.phẩm
Tăng trưởng
(%)

11.19 13.37 … 19.55 22.40 25.85 30.25 34.88 39.70
8
5
0
4
8
7
5
3
20,62 19,44 … 10,30 14,70 15,42 16,90 15,41 13,81

6 BQ đầu người

151

177

255

295

338

7 Tổn thất (%)

21,7

19,3 … 15,3

14,5

14,2

…

382

429

13,41 12,23

500
12,2

Về tình hình tiêu thụ điện trong hệ thống, thống kê cho thấy rằng tiêu thụ điện
nhiều nhất rơi vào các tháng 6, 7, 8 là các tháng mùa hè nắng nóng. Biểu đồ phụ tải
ngày điển hình của các tháng này có hệ số phụ tải là cao nhất trong năm. Tuy nhiên,
công suất cực đại của năm thường đạt vào các tháng 10, 11, 12 do các phụ tải công
nghiệp cuối năm thường tiêu thụ điện nhiều hơn đầu năm. Biểu đồ phụ tải các tháng
cuối năm có sự chênh lệch giữa công suất thấp điểm đêm và cao điểm tối là rất lớn,
gây khó khăn cho vận hành các NMĐ.
I.1.2. Hệ thống truyền tải và phân phối điện
I.1.2.1. Lưới truyền tải
Lưới điện truyền tải của Việt Nam gồm 3 cấp điện áp 500kV, 220kV và

110kV, trong đó lưới 500kV đóng vai trị liên kết các HTĐ miền, trong khi lưới
điện 220kV, 110kV là lưới điện truyền tải trong các HTĐ miền. Trong thời gian tới,
vai trò truyền tải của lưới điện 110kV sẽ giảm nhiều và dần trở thành lưới điện phân
phối trong khu vực.
Tính đến cuối năm 2004, hệ thống tải điện 500kV Bắc - Nam bao gồm 6 trạm
biến áp 500/220kV với tổng công suất đặt là 4.050MVA và 1.594km đường dây.
Sau 10 năm đưa vào vận hành, đường dây 500kV đã truyền tải từ miền Bắc vào là
18.719 triệu kWh, truyền tải từ phía Nam ra là 5.401 triệu kWh, tổng năng lượng
truyền tải qua HTĐ 500kV là 24.120 triệu kWh (tính đến hết năm 2004). Đường
dây 500kV Bắc - Nam đã thực sự trở thành đường dây liên kết hệ thống, truyền tải
điện năng theo cả hai chiều, nâng cao độ an toàn cung cấp điện và chất lượng điện
cho cả hệ thống đồng thời tạo điều kiện để khai thác tối ưu các nguồn điện hiện có
trong HTĐ.
I.1.2.2. Đặc điểm và tình trạng vận hành
Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


9
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

a. Công suất và sản lượng truyền tải
Qua các số liệu thống kê ở bảng 1.4 ta thấy sản lượng phát và nhận trên đường
dây 500kV rất lớn, tính tới hết năm 2004 tổng năng lượng truyền tải qua HTĐ
500kV là 24.046 triệu kWh. Đường dây 500kV đóng vai trò quan trọng cho việc
cung cấp điện cho các phụ tải của HTĐ miền Trung.
Đường dây 500kV đóng vai trị rất lớn trong việc cân đối giữa nguồn và tải
các miền. HTĐ miền Bắc đã có lúc nhận tới 760MW từ đường dây 500kV, trong
các tháng mùa lũ của Hoà Bình thì HTĐ miền Nam nhận tới 836MW. Các nhà máy
thủy điện (nhất là Hồ Bình) đã tận dụng được hết khả năng phát điện từ khi có
đường dây 500kV hoạt động.

Bảng 1.4: Sản lượng điện truyền tải trên lưới 500kV theo các năm
Đơn vị: triệu kWh
Nút
Hồ
Bình

Phát

199
5

199
6

199
7

199
8

199
9

200
0

200
1

200

2

200
3

200
4

Tổn
g

281
3

271
9

265
0

203
6

186
5

133
2

974

911

171
8

713

149
18

230

303

511

115
4

135
8

599

157
5

573
0

142

946

104
0

212
8

136
1

156
5

178
8

896
0

30

39

2

74

Nhậ
n
H.Tĩnh

Nhậ
n

Đ.Nẵn
g

Nhậ
n

Plei ku

Phát
Nhậ
n

Yaly

Phát

Phú
Lâm

Phát

107

387

492

599

662

923

118
3

3
14

167

374

458

493

709

655

989

942

110
4

589
1

903

294
9

370
0

335
7

326
5

141
74

461

654

889

573

922

659

116
9

532
7
114
26

Nhậ
n

768

191
1

151
4

965

844

797

128
6

148
1

149
5

113
3

Tổn thất (%)

9,9

10,2

9,3

9,8

8,6

6,0

4,8

4,2

3,9

5,1

Bảng 1.5: Công suất lớn nhất truyền tải trên lưới 500kV theo các năm
Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


10
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

Đơn vị: MW
Nút
Hồ
Bình

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Nhận
Phát

630

564

664

390

380

534

664

750

622

760

756

800

798

800

802

810

836

220

314

309

Hà Tĩnh Nhận
Đà
Nẵng
Plei ku
Ialy
Phú
Lâm

Nhận

116

112

123

126

194

200

250

292

327

376

Nhận

87

81

104

112

216

208

221

238

290

341

2

133

89

Phát

26

Phát

360

540

720

720

720

Nhận

478

414

Phát

476

516

540

610

776

816

830

814

514

534

514

540

750

728

740

Công suất truyền tải lớn nhất trên đường dây 500kV là đoạn Đà Nẵng - Plei
ku. Từ năm 2002 đến nay đoạn đường dây này thường xuyên quá tải do phụ tải phía
Bắc tăng cao và do đặc điểm khai thác các hồ thuỷ điện trong mùa khô, nhất là cuối
mùa khô đầu mùa lũ cơng suất khả dụng nhà máy thuỷ điện Hồ Bình giảm thấp
(1.440MW so với định mức 1.920MW) và do thiếu một số tổ máy nhiệt điện miền

Bắc (Phả Lại 2) dẫn đến phải huy động cao các nguồn điện phía Nam. Trong khi đó
dịng điện định mức của bộ tụ bù lắp trên đường dây 500kV này là 1.000A. Việc
quá tải này sẽ còn kéo dài trong các năm tới cho đến khi có mạch 2 đường dây 500
kV vận hành.
b. Tình trạng vận hành
Trên cơ sở thống kê, phân tích và đánh giá các sự cố trong lưới điện 500kV ta
có bảng tổng kết sự cố trong hệ thống 500kV như sau:
- Trong các sự cố của đường dây 500kV, sự cố thoáng qua chiếm tỉ lệ lớn với
186 lần (bằng 55% số lần sự cố lưới 500kV).
- Năm 2003 có số lần sự cố ít nhất (15 lần) cao nhất năm 1995 (76 lần).
Các nguyên nhân gây ra sự cố hệ thống tải điện 500 kV bao gồm:

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


11
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

Nguyên nhân thiết bị nhất thứ: chủ yếu diễn ra trong thời kỳ đầu mới đưa vào
vận hành hệ thống 500kV, một số thiết bị nhất thứ của các trạm làm việc chưa ổn
định. Loại sự cố này chiếm tỷ lệ 5,9% trong tổng số sự cố lưới điện 500kV.
Nguyên nhân thiết bị nhị thứ: hệ thống rơ le bảo vệ hoạt động sai gây nên tác
động cắt các thiết bị bảo vệ. Sự cố mạch nhị thứ (chẳng hạn nguồn điện một chiều)
cũng làm cho các thiết bị bảo vệ tác động. Tỷ lệ sự cố thiết bị nhị thứ trong hệ thống
500kV là 18,9%
Nguyên nhân con người: với 14 lần sự cố (chiếm tỷ lệ 4,1%). Đây là loại
nguyên nhân do thao tác sai của người vận hành dẫn đến tác động nhầm các thiết bị
bảo vệ.
Nguyên nhân môi trường: tác động của môi trường đến vận hành đường dây
500kV bao gồm: giơng sét, sự phóng điện qua khơng khí (q điện áp nội bộ) do

điều kiện cách điện môi trường suy giảm (sương mù nhiều, độ ẩm tăng cao, cháy
rừng...). Hầu hết các sự cố kiểu này đều mang tính chất tức thời (sự cố thống qua
55%) chỉ có một số ít (4,1%) là sự cố vĩnh cửu và buộc phải cắt điện hệ thống 500
kV.

Tổng
33
8
402h29

2004
28
19h25

2003
15
03h05

2002
25
13h21

2001
15
05h11

2000
30
43h23

1999
17
05h23

1998
51
49h27

1997
20
21h48

34
16h40

76
128h14

27
96h32

Thời gian tách hệ

1996

Tổng số lần sự cố

1995

Năm

1994

Bảng 1.6: Thống kê sự cố lưới 500kVqua các năm

Số lần ngắn mạch
ĐD

3

59

23

10

36

7

15

9

13

10

16

20
1

F79 làm việc thành
cơng

0

36

9

2

12

4

12

5

9

6

6

10
1

Hồ bình-Hà
Tĩnh

5

1

6

3

10

3

2

3

3

0

5

41

Hà Tĩnh-Đà
Nẵng

8

11

4

9

20

3

4

2

9

4

9

83

dây

Đoạn đường

thống

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


12
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

Đà Nẵng-Plei
ku

24

26

9

13

30

12

4

3

5

3

2

13
1

10

52

15

9

21

3

10

1

8

4

13

14
6

Plei ku-Yaly

-

-

-

-

-

-

6

0

0

1

2

9

Phú lâm-Phú
Mỹ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1

3

4

A

0

10

6

5

12

4

5

5

5

4

2

58

B

0

14

3

1

10

3

12

3

3

4

11

64

C

3

35

14

4

14

0

2

1

6

1

4

84

Vĩnh cửu

2

7

0

1

1

0

1

0

0

0

2

14

1

53

22

7

35

6

15

9

13

9

16

18

6

Do người

3

4

0

0

0

3

1

1

1

0

1

14

Thiết bị trạm

3

3

4

1

3

0

0

1

3

0

2

20

Nhị thứ

15

6

4

2

10

5

8

3

2

0

9

64

Chưa xác định

3

3

4

6

2

3

5

1

6

3

3

39

Phân loại sự cố

Pha sự cố

Plei ku-Phú lâm

Thoáng qua

Việc cắt điện trên 4 đoạn đường dây 500kV Bắc - Nam phân bố như sau:
Bảng 1.7: Thống kê cắt điện trên đường dây 500kV Bắc - Nam
Đoạn đường dây

Cắt do bảo vệ

Cắt liên động

Tổng số

Hồ Bình - Hà Tĩnh

16

12

28

Hà Tĩnh - Đà Nẵng

27

27

54

Đà Nẵng - Plei ku

31

87

118

Plei ku - Phú Lâm

44

31

75

Bản đồ địa lý, sơ đồ nguyên lý lưới điện truyền tải 220-500kV được thể hiện
trong các hình vẽ 1.1, 1.2.
I.2. Quy hoạch phát triển hệ thống điện giai đoạn 2005-2010
I.2.1. Nhu cầu tiêu thụ điện giai đoạn 2005-2010
Căn cứ vào các số liệu tính tốn nhu cầu điện tồn quốc của Viện Năng lượng
phục vụ việc lập “Phương án tiến độ đưa các nguồn điện vận hành giai đoạn 2010Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


13
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

2020” và dự báo nhu cầu điện chuẩn bị cho “Tổng sơ đồ phát triển Điện lực VI”, kết
quả dự báo nhu cầu điện Việt Nam giai đoạn 2005-2010-2020 với 2 kịch bản cơ sở
và kịch bản cao được tóm tắt như trong bảng 1.8.
Với kịch bản cơ sở, nhu cầu điện thương phẩm tăng trưởng bình quân
15,0%/năm trong giai đoạn 2006 - 2010; 13,0%/năm giai đoạn 2011-2020. Dự báo
nhu cầu điện được phân tích theo 3 miền Bắc, Trung, Nam.
Bảng 1.8: Nhu cầu điện giai đoạn 2005-2010-2020
Năm

2000

2005

GWh

%

GWh

2010

2020

%

GWh

%

GWh

%

100

84.45
4

100

202.4 100
64

Kịch bản cơ sở
Tổng thương phẩm

22.39
7

100

45.68
2

Miền Bắc

9.024 40,3

17.49
32.05
38,3
38,0
5
3

77.03
38,1
7

Miền Trung

2.272 10,1

4.685 10,3 9.355 11,0

24.56
12,1
2

11.10
49,6
1

23.50
43.04
51,4
51,0
2
6

100.8
49,8
65

Miền Nam
Nhịp tăng BQ (%năm)

-

15,3

13,1

9,1

Tổng điện SX (GWh)

26.561

53.467

97.964

228.000

Pmax (MW)

4.893

9.512

17.315

37.721

Kịch bản cao
Tổng thương phẩm

22.39
7

100

45.68
2

100

87.07
2

100

230.88
0

10
0
38,
1

Miền Bắc

9.024 40,3

17.49
33.06
38,3
38,0
5
8

87.854

Miền Trung

2.272 10,1

4.685 10,3 9.648 11,1

28.014 8,8

Miền Nam

11.10
49,6
1

23.50
44.35
51,4
50,9
2
6

115.01 53,
2
1

Nhịp tăng BQ (%năm)

-

15,3

13,8

10,2

Tổng điện SX (GWh)

26.561

53.467

101.00

260.000

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


14
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

Pmax (MW)

4.893

9.512

17.829

43.015

I.2.2. Chương trình phát triển nguồn điện đến 2010
I.2.2.1. Quan điểm phát triển nguồn điện
+ Đảm bảo cung cấp điện an toàn ổn định với chất lượng ngày càng cao cho
các ngành kinh tế xã hội phát triển.
+ Phát triển đa dạng các loại nguồn điện để nâng cao an toàn cung cấp nhiên
liệu và phát triển bền vững.
+ Sự dụng công nghệ tiên tiến trên thế giới trong các dây truyền sản xuất,
truyền tải và phân phối điện.
+ Phát triển nguồn điện đồng bộ với lưới truyền tải và phân phối điện
+ Thúc đẩy những nghiên cứu hợp tác để trao đổi, xuất nhập khẩu điện trong
khu vực ASEAN và với các nước láng giềng.
+ Đa dạng hố các loại hình đầu tư và tham gia hoạt động điện lực để giảm
gánh nặng ngân sách Nhà nước, nâng cao hiệu quả và tính cạnh tranh.
Do tiềm năng tài nguyên năng lượng của Việt Nam đa dạng và phân bố khơng
đều trong tồn quốc, nên chương trình phát triển nguồn điện Việt Nam cần tính đến
các yếu tố như nhu cầu tại chỗ, khả năng khai thác, cũng như khả năng chuyền tải
của lưới điện liên kết.
Trên cơ sở phân bố tiềm năng tài nguyên năng lượng trên các vùng đất nước
và nhu cầu điện tải các trung tâm phụ tải lớn, dự kiến phát triển các nhà máy điện ở
các khu vực theo mục tiêu như sau:
- Tận dụng tối đa tiềm năng tài nguyên thuỷ điện và phát triển hợp lý các nhà
máy nhiệt điện than ở khu vực miền Bắc.
- Phát triển các nhà máy thuỷ điện ở miền Trung trong đó có các cơng trình
mang hiệu ích tổng hợp như cấp điện, cấp nước, chống lũ...

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005

15
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

Theo điều kiện môi trường cho phép sẽ phát triển các nhà máy thuỷ điện ở
miền Nam và tập trung phát triển có trọng điểm các cụm nhà máy nhiệt điện khí với
mục tiêu giảm chi phí và giá thành sản xuất khí và điện.
I.2.2.2. Các nguồn điện đưa vào vận hành giai đoạn đến 2010
Căn cứ chương trình phát triển nguồn trong Tổng sơ đồ - V hiệu chỉnh do
Viện năng lượng lập và báo cáo rà soát tiến độ đầu tư các cơng trình nguồn đưa vào
vận hành trong giai đoạn 2005-2010, ngoài các nhà máy đã khởi cơng dự kiến đóng
điện giai đoạn 2005-2006 như đi hơi Phú Mỹ 2.1 mở rộng, Sê San 3, Cao Ngạn,
ng Bí mở rộng. Giai đoạn 2006-2010 đưa vào vận hành thêm 54 nhà máy điện
với tổng công suất khoảng 9.400MW.
I.2.3. Chương trình phát triển nguồn điện giai đoạn 2011-2020
I.2.3.1. Phương án phụ tải cơ sở
Trên cơ sở dự báo nhu cầu điện, khả năng thực hiện các cơng trình nguồn điện
trong giai đoạn 2011 - 2020, chương trình phát triển nguồn điện đến năm 2020 đã
được định hướng xác định tiến độ đưa vào vận hành đáp ứng khoảng 228 tỷ kWh.
Đến năm 2020, tổng công suất các nhà máy điện của nước ta khoảng 48.383
MW trong đó thuỷ điện và thủy điện tích năng chiếm 37%, nhiệt điện 53,5%, điện
nhập khẩu 5,4% và điện nguyên tử 4,1% đảm bảo đáp ứng nhu cầu phụ tải cực đại ở
mức 38.449 MW. Trong cơ cấu sản xuất điện năng năm 2020 thuỷ điện chiếm
28,4% (64,8 tỷ kWh), nhiệt điện 57% (130 tỷ kWh), điện nhập khẩu 8,5% (19,3 tỷ
kWh) và điện nguyên tử 6,1% (13,9 tỷ kWh).
I.2.3.2. Phương án phụ tải cao
Đối với phương án phụ tải cao, tiến độ đưa vào vận hành của nguồn điện sẽ
phải nhanh hơn để đáp ứng phụ tải khoảng 260 tỷ kWh vào năm 2020.
Đến năm 2020, tổng công suất các nhà máy điện của nước ta trên 54.350MW
trong đó thuỷ điện và thủy điện tích năng 32,4%, nhiệt điện 51,3% điện nhập khẩu
7,4% và điện nguyên tử 8,1% đảm bảo đáp ứng nhu cầu phụ tải cực đại ở mức

43.845 MW. Trong cơ cấu sản xuất điện năng năm 2020 thuỷ điện chiếm 24,5%

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


16
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

(63,7 tỷ kWh) nhiệt điện 57% (148,3 tỷ kWh), điện nhập khẩu 7,9% (20,4 tỷ kWh)
và điện nguyên tử 10,6% (27,6 tỷ kWh).
I.2.4. Quy hoạch phát triển HTĐ 500kV qua các giai đoạn
I.2.4.1. Giai đoạn đến 2010
Với mục tiêu hiện đại hố và nâng cao độ an tồn cung cấp cho tồn HTĐ nói
chung và đáp ứng nhu cầu tăng trưởng phụ tải của miền Bắc trong giai đoạn trước
mắt nói riêng khi miền Bắc chưa kịp bổ xung các nguồn phát mới, năm 2005 sẽ đưa
vào vận hành mạch 500kV thứ 2 từ Đà Nẵng ra Nho Quan. Với việc đưa mạch 2
vào hoạt động, sự cố trên các đường dây 500kV sẽ ảnh hưởng ít đến chế độ vận
hành của HTĐ và do đó nâng cao độ an toàn cấp điện cho hệ thống.
Với mục tiêu tăng cường cấp điện cho thủ đơ Hà Nội từ phía Nam sẽ xây dựng
trạm 500kV Thường Tín cơng suất 450MVA (năm 2005) và các đường dây 220kV
Hà Đông - Mai Động - Phả Lại sẽ được đấu nối vào trạm này. Hiện nay Hà Nội mới
chỉ được cung cấp điện từ 2 nguồn chính là: TĐ Hồ Bình và nhiệt điện Phả Lại.
Đến năm 2010, hệ thống lưới điện 500kV khu vực phía Bắc sẽ củng cố và phát
triển để đấu nối các nhà điện lớn như NĐ Quảng Ninh, TĐ Sơn La để đảm bảo
nguồn cấp điện cũng như nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đồng thời lắp đặt máy
2 trạm 500kV Thường tín (450MVA), xây dựng trạm 500kV Quảng Ninh 450MVA
và đường dây Quảng Ninh - Thường Tín, xây dựng các trạm 500kV Sóc Sơn cơng
suất 900MVA, trạm 500kV Sơn La 450MVA và tuyến dây 500kV Sơn La - Sóc
Sơn (2 mạch)
Để đảm bảo cung cấp điện an toàn cho khu vực kinh tế trọng điểm miền Trung

sẽ tăng cường thêm 450MVA cho trạm 500kV Đà Nẵng và xây dựng mới trạm
500kV Dốc Sỏi (450MVA) nhận điện từ đường dây 500kV Plei ku - Dốc Sỏi - Đà
Nẵng (mạch 2).
Ngoài ra để nâng cao độ an tồn dự phịng cho lưới điện khu vực đồng bằng
sơng Cửu Long, tránh quá tải các đường dây 220kV từ Cai Lậy về dự kiến sẽ đưa
trạm 500kV Miền Tây và đường dây 500kV Nhà Bè - Miền Tây vào vận hành cuối

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


17
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

năm 2005 đầu năm 2006 và tăng cường thêm mạch 500kV Miền Tây - Phú Lâm
giai đoạn 2006-2010.
Xây dựng các vành đai 500kV Phý Mỹ - Song Mây - Tân Định - Phú Lâm Nhà Bè, Tân Định - Di Linh - Plei ku - Đồng Nai - Phú Lâm để đảm bảo an toàn
cung cấp điện cho khu vực kinh tế trọng điểm phía Nam và khu vực các tỉnh nam
trung bộ. Đồng thời tiến hành xây dựng thêm các trạm 500kV Nhà Bè 2x600MVA,
Song Mây 600MVA, Tân Định 2x450MVA, Di Linh 450MVA để đảm bảo cung
cấp điện đầy đủ và vận hành an toàn trong trường hợp bình thường cũng như khi sự
cố.
I.2.4.2. Giai đoạn 2011 - 2020
Giai đoạn 2011 - 2020 lưới điện 500kV đóng vai trị tuyển tải cơng suất các
cụm thuỷ điện lớn ở khu vực Tây Bắc như Sơn La, Lai Châu, Huội Quảng, trung
tâm nhiệt điện Nghi Sơn và đảm bảo phát hết công suất của nhà máy điện nguyên tử
đầu tiên ở Việt Nam vào HTĐ.
Trong giai đoạn này sẽ xây dựng lưới điện 500kV ở khu vực miền Bắc thành
một mạch vịng lớn bao qt chung tồn bộ HTĐ miền Bắc từ Quảng Ninh - Sóc
Sơn - Việt Trì - Sơn La - Hồ Bình - Nho Quan - Thường Tín. Hầu hết các trạm
biến áp 500kV đều có qui mô 2 máy biến áp, đặc biệt trạm 500kV Phú Lâm dự kiến

sẽ nâng công suất lên 2x1.000MVA để đảm bảo cấp điện cho phụ tải khu vực TP
Hồ Chí Minh.
Các hạng mục đường dây và trạm biến áp 500kV, 220kV hiện có và dự kiến
đưa vào vận hành đến năm 2020 xem trong các phụ lục 2 đến phụ lục 5.
I.2.5. Liên kết lưới điện 500kV và mua bán điện với các quốc gia láng
giềng và khu vực
I.2.5.1. Lợi ích của liên kết lưới điện
Xu hướng hợp nhất các HTĐ nhỏ thành HTĐ hợp nhất bằng các đường dây
siêu cao áp đã và đang được phát triển tại nhiều quốc gia, khu vực trên thế giới. Đây
là xu hướng phát triển tất yếu của các HTĐ hiện đại nhằm nâng cao tính kinh tế - kỹ

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


18
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

thuật trong sản xuất, vận hành các HTĐ thành viên. Việc liên kết đem lại lợi ích
đáng kể cho HTĐ chung cũng như mỗi nước như:
- Giảm lượng công suất dự trữ trong toàn hệ thống nhờ khả năng huy động
công suất từ nhiều nguồn phát trong hệ thống, qua đó giảm được chi phí đầu tư vào
các cơng trình nguồn.
- Tăng tính kinh tế chung của cả hệ thống lớn do tận dụng được các nguồn
phát có giá thành sản xuất điện năng thấp như thuỷ điện, các nguồn nhiệt điện có
giá thành rẻ như tuabin khí, điện ngun tử.
- Giảm cơng suất đỉnh chung của tồn HTĐ lớn.
- HTĐ hợp nhất vận hành linh hoạt hơn so với việc vận hành các hệ thống
riêng rẽ nhờ sự trao đổi, hỗ trợ điện năng giữa các hệ thống thành viên.
- Giảm giá thành điện năng do tận dụng được công suất tại các giờ thấp điểm
của phụ tải hệ thống điện thành viên để cung cấp cho hệ thống khác nhờ chênh lệch

về múi giờ.
- Giảm được chi phí vận hành và đồng thời nâng cao tính linh hoạt trong việc
sửa chữa, đại tu các thiết bị trong toàn hệ thống.
- Nâng cao độ dự trữ ổn định tĩnh của hệ thống qua đó nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện do công suất dự trữ chung của cả HTĐ hợp nhất là rất lớn.
Ngồi các lợi ích đã nêu ở trên, việc hợp nhất các HTĐ còn cho phép dễ dàng
trao đổi năng lượng thương mại giữa các khu vực, quốc gia thành viên góp phần
thúc đẩy phát triển kinh tế. Việc hợp nhất HTĐ là cơ sở cho việc hình thành các
“Thị trường điện” (Power pool) một xu hướng sẽ được phát triển mạnh trong tương
lai. Đối với Việt Nam việc xây dựng các đường dây 500kV nhập khẩu thuỷ điện từ
Lào và Trung Quốc sẽ giảm lượng phát thải từ các nhà máy điện vào mơi trường do
khơng phải sử dụng nhiên liệu hố thạch hay khí thiên nhiên để phát điện.
I.2.5.2. Những hợp tác xúc tiến liên kết lưới điện trong khu vực
Hiện nay trong khu vực đã có một số thoả thuận liên kết HTĐ đã đưa vào vận
hành hoặc đang trong giai đoạn nghiên cứu bao gồm:

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


19
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

Theo các hiệp định đã ký năm 1993 và 1996 giữa 2 chính phủ Thái Lan và
Lào, phía Thái Lan đã dự kiến mua điện của Lào tới quy mơ cơng suất 3000MW
đến năm 2006. Hiện nay ngồi cơng trình Nam Ngum (150MW), Lào đã xây dựng
thêm 2 cơng trình Theun Hinboun (210MW) và Huay Ho (150MW) chủ yếu xuất
khẩu sang Thái Lan bằng lưới điện 110-220 kV.
Năm 1997 các chính phủ Thái Lan và Myanmar cũng đã ký biên bản ghi nhớ
về việc Thái Lan sẽ nhập khẩu điện năng từ các nhà máy thuỷ điện và nhiệt điện khí
của Myanmar tới quy mơ cơng suất 1500 MW đến năm 2010.

Tháng 12/1998, chính phủ Trung Quốc và Thái Lan đã ký biên bản ghi nhớ về
việc Thái Lan sẽ nhập khẩu điện từ Vân Nam (Trung Quốc) với quy mô công suất
3.000MW vào năm 2017, Thái Lan đã kí hợp đồng mua điện từ cơng trình thuỷ điện
Jinghong (1.500MW) tại Vân Nam vào năm 2012-2013.
Hiện nay giữa Thái Lan và Malaysia đã hoàn thành liên kết giữa hai HTĐ
bằng hệ thống tải điện một chiều siêu cao áp (HVDC) quy mơ 300MW hồn thành
trong năm 2001.
Đường dây cáp 230kV liên kết lưới điện giữa Malaysia và Singapore đang vận
hành với công suất trao đổi khoảng 400 MW.
Theo các kết quả nghiên cứu trong TSĐ liên kết lưới điện ASEAN (do
HAPUA chỉ đạo thực hiện) và TSĐ liên kết lưới điện khu vực GMS, một dự án liên
kết lưới điện Việt Nam - Thái Lan qua đường dây 500kV Hà Tĩnh - TĐ Nam Theun
2 - Roi Et 2 tỏ ra khả thi và có hiệu quả chung cho hệ thống điện 2 nước. Nam
Theun 2 (4x272MW) là công trình thuỷ điện nằm ở trung Lào nằm gần ngang vĩ
tuyến với trạm 500kV Hà Tĩnh. Dự kiến cơng trình đưa vào vận hành năm 2011 và
sẽ xuất khẩu điện cho Thái lan.
Giữa Việt Nam và Lào cũng đã ký hiệp định về việc Việt Nam sẽ nhập khẩu
khoảng 1.000MW từ Lào vào năm 2010 và tăng lên 2.000MW vào năm 2020. Hiện
đã có một số đường dây trung áp 35 kV cung cấp điện từ Việt Nam sang một số
vùng gần biên giới của Lào. Dự kiến khoảng năm 2008 Việt Nam sẽ nhập khẩu điện
từ nhà máy thuỷ điện Nậm Mô 105 MW bằng đường dây 220kV hoặc 110kV từ

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


20
Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

Lào qua nhà máy thủy điện Bản Lả. Bên cạnh đó các tổng cơng ty xây dựng Việt
Nam đang đàm phán với Lào về việc đầu tư xây dựng nhà máy thuỷ điện Sê Kaman

3 - 260MW.
Giữa Campuchia và Việt Nam, trước mắt đến 2007 Campuchia sẽ nhập khẩu
từ Việt Nam qua đường dây 220kV Châu Đốc - Takeo - Phnôm Pênh với công suất
khoảng 80 - 100MW và tăng dần lên 200MW vào năm 2010. Giai đoạn sau năm
2010, Campuchia có dự kiến xuất khẩu sang Việt Nam với một số dự án thuỷ điện
có tổng cơng suất 1269MW.
Giữa Việt Nam và Trung Quốc: Việt nam chủ yếu nhập khẩu và liên kết với
lưới điện Nam Trung Quốc (Vân Nam). Tháng 8/2003, công ty điện lực Vân Nam
đã sang làm việc với Bộ công nghiệp Việt Nam và EVN. Hai bên đã có bước đầu
tìm hiểu và thống nhất xúc tiến sớm việc trao đổi mua bán điện. Hiện tại, Việt nam
đã nhập khẩu 40MW từ Hà Khẩu qua đường dây 110kV Hà Khẩu - Lào Cai.
I.2.5.3. Kế hoạch liên kết lưới điện Việt Nam với các nước khu vực
a. Chương trình liên kết lưới điện với Lào
Tổng Công ty Điện lực Lào và Tổng Công ty điện lực Việt Nam trong thời
gian gần đây đã thoả thuận sẽ hợp tác phát triển các cơng trình thuỷ điện của Lào để
cung cấp cho Việt Nam.
+ Đến năm 2010, dự kiến nước ta sẽ liên kết lưới điện với Lào để có thể nhập
khẩu từ Lào 360MW từ TĐ Nậm Mô và Xê Kaman 3.
+ Giai đoạn 2011-2020, công suất nhập khẩu điện từ Lào được bổ sung
khoảng 1340MW từ 4 thuỷ điện và được liên kết theo 2 hướng. Các thuỷ điện Nam
Kong 1 (240MW), Sê Kong 4 (450MW), Sê Kong 5 (250MW)_dự kiến được gom
vào trạm 500kV Ban Sok rồi đưa về trạm 500kV Plei ku. Thuỷ điện Nam Theun 1
(400MW) sẽ được gom vào trạm 500kV Nam Theun 2 được rồi đưa về trạm 500kV
Hà Tĩnh.
b. Chương trình liên kết lưới điện với Campuchia

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005


21

Hiện trạng HTĐ Việt nam và Qui hoạch phát triển đến 2010

Theo hiệp định ký kết giữa 2 Chính phủ, phía Campuchia sẽ nhập khẩu điện
của Việt Nam bắt đầu từ năm 2004 với quy mô 80MW, tăng dần lên 200MW giai
đoạn 2006-2010. Để nhập khẩu điện từ Việt Nam, dự kiến sẽ xây dựng đường dây
220kV mạch kép Châu Đốc - Takeo - Phnôm Pênh.
Giai đoạn sau 2010 Việt Nam sẽ nhập khẩu điện từ 3 nhà máy thuỷ điện của
Campuchia với tổng công suất đặt là 804MW. TĐ Hạ Sê San 3 đưa bằng đường dây
220kV về Plei ku, TĐ Hạ Sê San 2 và Hạ Srê Pok đưa bằng cấp 220kV về Tân
Định.
c. Chương trình liên kết lưới điện với Trung Quốc
Khu vực Vân Nam (Trung Quốc) có nguồn thuỷ điện và dự trữ than rất lớn.
Dự kiến đến năm 2020 Việt Nam có thể nhập khẩu điện khoảng 1000MW từ khu
vực này, chủ yếu từ trạm 500kV Hơng He về trạm 500kV Sóc Sơn.
Bản đồ hệ thống điện Việt Nam đến năm 2010 có xét đến năm 2020 và liên
kết lưới điện khu vực xem hình 1.3, sơ đồ nguyên lý hệ thống điện 220-500kV Việt
Nam đến năm 2010 xem hình 1.4.

Hồ Anh Tuấn - Cao học HTĐ 2003-2005