Nghiên cứu và ứng dụng đường dây siêu nhiệt nâng cao khả năng truyền tải trên đường dây 110KV

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
--------------------

Nguyễn Văn Hào

NGHIÊN CỨU VÀ ỨNG DỤNG ĐƯỜNG DÂY SIÊU NHIỆT
NÂNG CAO KHẢ NĂNG TRUYỀN TẢI
TRÊN ĐƯỜNG DÂY 110KV

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Hà Nội - 2020


TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
--------------------

Nguyễn Văn Hào

NGHIÊN CỨU VÀ ỨNG DỤNG ĐƯỜNG DÂY SIÊU NHIỆT
NÂNG CAO KHẢ NĂNG TRUYỀN TẢI
TRÊN ĐƯỜNG DÂY 110KV

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC
TS. LÊ VIỆT TIẾN

Hà Nội - 2020

LỜI CAM ĐOAN
Sau một thời gian dài tìm hiểu, nghiên cứu, được sự giúp đỡ của thầy giáo hướng
dẫn TS. Lê Việt Tiến cùng các giảng viên trong Bộ môn Hệ thống điện – viện Điện –
Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, cùng các bạn bè đồng nghiệp tôi đã hồn thành luận
văn nghiên cứu này. Tơi xin cam đoan luận văn này là nghiên cứu của riêng cá nhân tơi,
các số liệu, kết quả tính tốn trong luận văn là trung thực và chưa được công bố trong bất
kỳ một tài liệu nào. Có tham khảo một số tài liệu và bài báo của các tác giả trong và ngồi
nước đã được xuất bản. Tơi xin chịu hồn tồn trách nhiệm nếu có sử dụng lại kết quả của
người khác.
Hà Nội, ngày

tháng

năm 2020

Tác giả luận văn

Nguyễn Văn Hào

i


LỜI CẢM ƠN
Tôi xin bày tỏ lời cảm ơn sâu sắc tới các tác giả của các cơng trình nghiên cứu,
các tác giả của các tài liệu nghiên cứu mà tơi đã trích dẫn và tham khảo để hồn thành
luận văn này. Đặc biệt tôi vô cùng cảm ơn TS. Lê Việt Tiến, người đã tận tình hướng
dẫn tơi trong q trình thực hiện luận văn. Và tơi xin chân thành cảm ơn tất cả các thầy
cô đã giảng dạy, các anh chị đồng nghiệp, bạn bè đã giúp đỡ tơi trong q trình học tập,
làm việc vừa qua

ii


TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ
Đề tài: Nghiên cứu và ứng dụng đường dây siêu nhiệt nâng cao khả năng truyền
tải trên đường dây 110kV.
Tác giả luận văn: Nguyễn Văn Hào
Khố: 2017B
Người hướng dẫn: TS. Lê Việt Tiến.
*) Mục đích, đối tượng, phạm vi nghiên cứu của đề tài:
Đề tài tập trung tìm hiểu một số vấn đề về đường dây siêu nhiệt nâng cao khả năng
truyền tải trên đường dây 110kV, tính tốn và đánh giá được khả năng ứng dụng của
dây siêu nhiệt, tính tốn và so sánh cải tạo đường dây 110kV theo các phương án khác
nhau.
*) Các nội dung chính của luận văn:
- Cấu trúc luận văn gồm:
Chương 1: Hiện trạng hệ thống điện Việt Nam.
Chương 2: Giới thiệu tổng quan về thiết kế đường dây trên không và cơ lý đường
dây.
Chương 3: Ứng dụng công nghệ dây dẫn mới trong hệ thống điện
Chương 4: Sử dụng dây dẫn công nghệ mới và đánh giá kết quả nâng cao khả năng
truyền tải công suất đường dây 110kV
*) Phương pháp nghiên cứu:
Dựa vào lý thuyết về thiết kế đường dây trên không và cơ lý đường dây, nghiên
cứu và ứng dụng công nghệ mới về dây siêu nhiệt, từ đó đưa ra các giải pháp tối ưu
trong việc nâng cao khả năng truyền tải điện, tăng hiệu quả đầu tư trên lưới điện nói
chung và lưới điện 110kV nói riêng.
Tác giả luận văn

Nguyễn Văn Hào

iii



MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN .......................................................................................................i
LỜI CẢM ƠN ........................................................................................................... ii
TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ ......................................................................... iii
MỤC LỤC ...................................................................................................................i
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT ................................................. iii
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU ............................................................................iv
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ .................................................................. v
CHƯƠNG 1: HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM ............................ 1
1.1. Hiện trạng hệ thống điện Việt Nam .....................................................................1
1.2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năng toàn quốc ......................................................7
1.3. Chương trình phát triển nguồn điện tồn quốc ....................................................9
1.4. Chương trình phát triển lưới điện toàn quốc ......................................................11
1.5 Kế hoạch phát triển nguồn điện toàn quốc ..........................................................12
1.6. Nhận xét chung về thực trạng hệ thống điện Việt Nam .....................................17
CHƯƠNG 2: GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ THIẾT KẾ ĐƯỜNG DÂY TRÊN
KHÔNG VÀ CƠ LÝ ĐƯỜNG DÂY ..................................................................... 19
2.1. Tổng quan về thiết kế đường dây tải điện trên không........................................19
2.1.1. Các yêu cầu đối với thiết kế đường dây trên không ...................................19
2.1.2. Các vấn đề cần lưu ý trong thiết kế đường dây tải điện trên không ...........19
2.1.3. Kết luận .......................................................................................................21
2.2. Cơ sở lí thuyết của cơ lý đường dây ..................................................................21
2.2.1. Thơng số vật lý và thơng số tính tốn của dây dẫn .....................................21
2.2.2. Các chế độ tính tốn của đường dây trên khơng.........................................24

2.2.3. Thành lập phương trình trạng thái của dây dẫn ..........................................26
2.2.4. Phương trình trạng thái của dây dẫn. ..........................................................32
2.2.5. Khoảng cột tới hạn của dây dẫn..................................................................34
2.2.6. Các lực tác động lên cột ..............................................................................45
CHƯƠNG 3: ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ DÂY DẪN MỚI TRONG HỆ
THỐNG ĐIỆN .........................................................................................................52
3.1. Giới thiệu tổng quan về dây siêu nhiệt...............................................................52
3.1.1. Cáp nhôm chịu nhiệt TACSR và TACSR/AW, lõi thép chịu lực (thép bọc
nhôm) ....................................................................................................................53
3.1.2. Cáp hợp kim nhôm siêu nhiệt STACIR/AW, lõi chịu lực INVAR (INVAR
bọc nhôm) .............................................................................................................53
3.1.3. Công nghệ dây dẫn siêu nhiệt GZTACSR (Gap type super thermalresistant aluminum alloy conductor steel reinforced) ...........................................54
3.1.4. Công nghệ dây dẫn siêu nhiệt ACCC (Aluminum Conductor Composite
Core- dây dẫn nhôm lõi composite) ......................................................................55
3.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của dây siêu nhiệt................................................56
i


3.3. Đặc tính kỹ thuật của một số loại dây có tiết diện tương đương ....................... 59
3.4. Khả năng tải của dây siêu nhiệt ......................................................................... 62
3.4.1. Khả năng tải của dây theo điều kiện tổn thất điện áp bình thường ............ 62
3.4.2. Khả năng tải của dây theo điều kiện phát nóng .......................................... 63
CHƯƠNG 4 ............................................................................................................. 78
SỬ DỤNG DÂY DẪN CÔNG NGHỆ MỚI VÀ ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ NÂNG
CAO KHẢ NĂNG TRUYỀN TẢI CÔNG SUẤT ĐƯỜNG DÂY 110KV ......... 78
4.1. Tổng qt về hiện trạng cơng trình .................................................................... 78
4.1.1. Qui mơ hiện trạng cơng trình...................................................................... 78
4.1.2. Mơ tả tuyến đường dây ............................................................................... 78
4.2. Sự cần thiết đầu tư cải tạo nâng cơng suất tải cơng trình đường dây ................ 80
4.3. Tính tốn lựa chọn giải pháp xây dựng đường dây ........................................... 82

4.4. Phương án cải tạo nâng công suất tải cơng trình đường dây ............................. 85
4.5. Giải pháp kỹ thuật chính .................................................................................... 87
4.5.1 Cơng nghệ dây siêu nhiệt............................................................................. 87
4.5.2 Lựa chọn dây dẫn điện và kiểm tra.............................................................. 88
4.6. Đánh giá hiệu quả kinh tế - kỹ thuật của phương án ......................................... 95
4.6.1. Khối lượng vật tư và dự toán của phương án thay dây AC - 185mm2 bằng
dây AC – 300mm2. ............................................................................................... 95
4.6.2. Khối lượng vật tư và dự toán của phương án thay dây AC - 185mm2 bằng
dây ACCC223....................................................................................................... 97
4.6.3. So sánh hiệu quả kinh tế - kỹ thuật hai phương án..................................... 99
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .............................................................................. 101
TÀI LIỆU THAM KHẢO .................................................................................... 102
PHỤ LỤC ............................................................................................................... 103

ii


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT
Ký hiệu, chữ viết tắt

Nội dung

HTĐ

Hệ thống điện

EVN

Tập đoàn Điện lực Việt Nam

QG

Quốc gia

ĐZ

Đường dây

TBA

Trạm biến áp

iii


DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1: Phụ tải cực đại HTĐ Việt Nam giai đoạn 2011-2019 ................................................ 1
Bảng 1.2: Chiều dài đường dây và tổng dung lượng MBA truyền tải năm 2019 ....................... 6
Bảng 1.3: Các kịch bản tăng trưởng GDP................................................................................... 8
Bảng 1.4: Dự báo phụ tải toàn quốc kịch bản cơ sở ................................................................... 8
Bảng 1.5: Dự báo phụ tải tồn quốc kịch bản cao ...................................................................... 9
Bảng 1.6: Cơng suất đặt của các loại nguồn điện giai đoạn tới 2030 ....................................... 13
Bảng 1.7: Điện sản xuất của các loại nguồn điện giai đoạn tới 2030 ....................................... 13
Bảng 2.1: Hệ số k tính đến sự thay đổi của áp lực gió theo độ cao và dạng địa hình............... 22
Bảng 2.2: Hệ số điều chỉnh tải trọng gió với thời gian sử dụng giả định của cơng trình ......... 23
Bảng 2.3: Tổng hợp thông số các trạng thái làm việc của dây dẫn........................................... 26
Bảng 2.4: Hệ số tác động gió lên từng loại cột ......................................................................... 46
Bảng 3.1: Đặc tính kỹ thuật dây ACSR 300/39 ........................................................................ 59
Bảng 3.2: Đặc tính kỹ thuật dây GZTACSR - 240 ................................................................... 60

Bảng 3.3: Đặc tính kỹ thuật dây STACIR/AW240 ................................................................... 61
Bảng 3.4: Đặc tính kỹ thuật dây ACCC223 .............................................................................. 61
Bảng 3.5: Kết quả tính tốn khả năng tải cho phép của một số loại dây dẫn ........................... 64
Bảng 4.1: Tình hình vận hành của đường dây 110kV lộ 176 Nam Định - Mỹ Lộc - Lý Nhân 80
Bảng 4.2: Trào lưu công suất lưới điện khu vực dự án năm 2020 ............................................ 82
Bảng 4.3: Trào lưu công suất lưới điện khu vực dự án năm 2025, 2030 .................................. 83
Bảng 4.4: Phân tích, so sánh hai phương án dùng dây ACSR và dây siêu nhiệt ...................... 86
Bảng 4.5: Đặc tính kỹ thuật dây ACSR – 185/29 ..................................................................... 88
Bảng 4.6: Đặc tính kỹ thuật dây ACCC223 .............................................................................. 89
Bảng 4.5: Bảng tính tốn cơ lý dây ACCC223 ......................................................................... 91
Bảng 4.6: Bảng tính tốn cơ lý dây ACSR-300/39 ................................................................... 92
Bảng 4.7: Bảng tính lực đầu cột dây ACCC223 ....................................................................... 93
Bảng 4.8: Bảng tính lực đầu cột dây ACSR300/39 .................................................................. 94
Bảng 4.9: Bảng so sánh độ võng căng dây của dây ACSR 300/39 và ACCC223 .................... 95
Bảng 4.10: Bảng kê khối lượng phương án 2 ........................................................................... 95
Bảng 4.10: Bảng kê khối lượng phương án 3 ........................................................................... 97
Phụ lục PL01: Công suất các NMĐ hiện có của lưới điện Việt Nam ..................................... 103
Phụ lục PL02: Danh mục TBA 500kV hiện có của HTĐ Việt Nam ...................................... 107
Phụ lục PL03: Danh mục các dự án nguồn điện vào vận hành giai đoạn 2016-2030............ 108
Phụ lục PL04: Quy mô các TBA 500kV đến năm 2030 ......................................................... 116

iv


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình 1.1: Cơ cấu nguồn trên HTĐ Việt Nam............................................................................. 5
Hình 1.2: Cơ cấu cơng suất đặt nguồn điện miền Bắc giai đoạn tới 2030 ............................... 14
Hình 1.3: Cơ cấu cơng suất đặt nguồn điện miền Trung giai đoạn tới 2030 ............................ 14
Hình 1.4: Cơ cấu công suất đặt nguồn điện miền Nam giai đoạn tới 2030 .............................. 15

Hình 2.1: Các thành phần lực cơ bản tác dụng lên dây dẫn ..................................................... 27
Hình 2.2: Bố trí hai điểm treo dây bằng nhau .......................................................................... 27
Hình 2.3: Bố trí 2 điểm treo dây có độ cao treo dây khác nhau. .............................................. 30
Hình 2.4: Tính chiều dài dây dẫn L .......................................................................................... 31
Hình 2.5: Đồ thị trạng thái khoảng cột tới hạn l 2k .................................................................... 37
Hình 2.6: Trạng thái xuất phát khoảng cột tới hạn l2k ............................................................. 38
Hình 2.7: Trường hợp khoảng cột tới hạn l1k < l2k < l3k ....................................................... 41
Hình 2.8: Trường hợp khoảng cột tới hạn l3k < l2k < l1k ....................................................... 42
Hình 2.9: Trường hợp khoảng cột tới hạn l2k < l3k, l1k ảo ..................................................... 43
Hình 2.10: Trường hợp khoảng cột tới hạn l1k < l2k, l3k ảo ................................................... 44
Hình 2.11: Trường hợp khoảng cột tới hạn l1k, l3k ảo ............................................................ 45
Hình 2.12: Mơ tả hướng góc lái tại vị trí cột néo ..................................................................... 47
Hình 2.14: Minh họa khoảng cột trọng lượng .......................................................................... 50
Hình 3.1: Cáp nhôm chịu nhiệt TACSR và TACSR/AW, lõi thép chịu lực ............................ 53
Hình 3.2: Cáp hợp kim nhơm siêu nhiệt STACIR/AW, lõi chịu lực INVAR ......................... 54
Hình 3.3: Dây dẫn siêu nhiệt GZTACSR ................................................................................. 54
Hình 3.4: Dây dẫn siêu nhiệt ACCC, dây nhơm lõi sợi composite .......................................... 55
Hình 3.5: Khả năng tải của dây dẫn GZTACSR, GTACSR và ACSR .................................... 57
Hình 3.6: Khả năng tải của dây dẫn ACCC và ACSR ............................................................. 57
Hình 3.7: Độ võng của dây GZTACSR, GTACSR và ACSR.................................................. 58
Hình 3.8: Quan hệ độ võng theo nhiệt độ của các dây dẫn GZTACSR, GTACSR và ACSR
(F=240mm2, khoảng cột 300m) ............................................................................................... 58
Hình 3.9: Quan hệ độ võng theo nhiệt độ của dây dẫn Composite với dây ACSR .................. 59
Hình 3.10: Đường dây 110kV một mạch chiều dài 30km ........................................................ 67
Hình 3.11 : Đường dây 110kV một mạch chiều dài 40km ....................................................... 68
Hình 3.12 : Đường dây 110kV hai mạch chiều dài 50km ........................................................ 69
Hình 3.13: Đường dây 110kV hai mạch chiều dài 60km ......................................................... 70
Hình 3.14 : Đường dây 110kV hai mạch chiều dài 70km ........................................................ 71
Hình 3.15: Đường dây 220kV một mạch chiều dài 60km ........................................................ 72
Hình 3.16 : Đường dây 220kV một mạch chiều dài 80km ....................................................... 73

Hình 3.17 : Đường dây 220kV hai mạch chiều dài 100km ...................................................... 74
Hình 3.18 : Đường dây 220kV hai mạch chiều dài 120km ...................................................... 75
Hình 3.19 : Đường dây 220kV hai mạch chiều dài 140km ...................................................... 76

v



CHƯƠNG 1: HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
1.1. Hiện trạng hệ thống điện Việt Nam
1.1.1. Tình hình tiêu thụ điện năng
Tính đến cuối năm 2019, tổng sản lượng tồn hệ thống (tính tại đầu cực máy phát)
đạt 240,1 tỷ kWh, tăng 9,1% so với năm 2018 và bằng 99,2% so với kế hoạch năm. Phụ
tải cực đại năm 2019 của HTĐ QG là 38249 MW (ngày 21/06/2019), tăng 8,89% so với
năm 2018. Sản lượng ngày cao nhất đạt 784,75 tr.kWh (ngày 21/06), tăng 8,1% so với
năm 2018. Chi tiết phụ tải cực đại HTĐ QG giai đoạn 2011-2019 được thể hiện trong
bảng sau:
Bảng 1.1: Phụ tải cực đại HTĐ Việt Nam giai đoạn 2011-2019
Năm

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Phụ tải cực đại (MW)
Pmax
HTĐ
Pmax
Bắc
Pmax
Trung
Pmax
Nam

16490

18603

20010

22210

25809

28067

30931

35126

38249

7169

8391

9081

10629

11874

13517

14375

17272

18313

1839

2099

2382

2403

2546

2724

3099

3228

3535

8058

9031

9687

10678

11798

12994

13610

15295

17139

Tăng trưởng cơng suất cực đại trong HTĐ Quốc Gia [%]
Tồn

6.97

12.81

7.56

10.99

16.20

8.75

10.20

13.56

8.89

Bắc

9.50

17.05

8.22

17.05

11.71

13.84

6.35

20.15

6.03

Trung

11.59

14.14

13.48

0.88

5.95

6.99

13.77

4.16

9.51

Nam

6.50

12.07

7.26

10.23

10.49

10.14

4.74

12.38

12.05

quốc

Cùng với sự tăng trưởng của phụ tải, tốc độ biến thiên phụ tải của hệ thống cũng
tăng theo. Năm 2019, tốc độ biến thiên phụ tải trung bình ghi nhận từ 7h - 8h hàng ngày
là 60,4 MW/phút, tốc độ biến thiên phụ tải trung bình ghi nhận từ 7h - 7h30 hàng ngày
là 70,6 MW/phút . Điều này làm gia tăng áp lực đối với việc huy động nguồn để đảm

1

bảo cơng suất dự phịng quay và dự phịng điều tần cho hệ thống, giữ ổn định tần số và
chống quá giới hạn truyền tải trên các giao diện liên kết miền.
Về hệ số điền kín, năm 2019, hình dáng đồ thị phụ tải HTĐ QG tương đương năm
2018. Hệ số K1 (Ptb/Pmax) trung bình năm là 0,78 (2018 là 0,79), hệ số K2 trung bình
năm là 0,54 (2018 là 0,54). Như vậy, chênh lệch phụ tải giữa cao điểm và thấp điểm
toàn hệ thống ≈1,89 lần, riêng HTĐ Bắc ≈2,1 lần. Chênh lệch phụ tải lớn gây nhiều khó
khăn cho công tác lập lịch huy động nguồn trong cả mùa khô và mùa mưa do ràng buộc
truyền tải Bắc - Trung và lượng NĐ than với dải điều chỉnh hẹp tập trung nhiều tại khu
vực phía Bắc.
Liên kết với các hệ thống điện khác trong khu vực
Việc mua điện từ Trung Quốc được thực hiện trên cả 02 cấp điện áp là 220kV,
110kV. EVN ngừng mua điện tại cấp điệp áp 110kV từ tháng 01/03/2016, chỉ còn hai
khu vực mua điện qua cấp điện áp 220kV là T220 Hà Giang và T220 Lào Cai. Từ ngày
09/08 – 15/09/2019, EVN tạm thời không mua điện từ lưới điện Trung Quốc nhằm đảm
bảo khai thác tối đa lượng nước về các hồ thủy điện khu vực Tây Bắc trong mùa lũ. Năm
2019, tổng sản lượng mua điện Trung Quốc đạt 2,198 tỷ kWh, tăng so với năm 2018
(1,697 tỷ kWh) và bằng 146,5% so với kế hoạch năm (1,50 tỷ kWh).
Năm 2019, mua điện từ Lào được thực hiện qua đường dây 220kV mạch kép nối
NMĐ Xekaman 3 với T500 Thạnh Mỹ và đường dây 220kV mạch kép nối NMĐ
Xekaman 1 với T500 Pleiku 2. Tổng sản lượng mua điện từ Lào đạt 1,118 tỷ kWh, giảm
so với năm 2018 (1,427 tỷ kWh) và bằng 103,4% kế hoạch năm (1,081 tỷ kWh).
Trong năm 2019, HTĐ Việt Nam tiếp tục cung cấp điện sang Cam-pu-chia qua hai
đường dây 220kV Châu Đốc – Takeo với công suất cực đại 250 MW. Tổng sản lượng
điện bán sang Cam-pu-chia đạt 1315 triệu kWh, tăng so với năm 2018 (731 triệu kWh)
và đạt 148,6% so với kế hoạch năm (885 triệu kWh). Vấn đề dao động công suất do ảnh
hưởng từ lưới điện Cam-pu-chia trong năm 2019 khơng có dao động và giảm so với các
năm trước (01 lần năm 2018 với 04 lần năm 2017). Theo chỉ đạo của EVN, ĐĐQG vẫn
tiếp tục tích cực phối hợp với Cơ quan Điện lực Campuchia (EDC) để giải quyết các
vấn đề tồn đọng nhằm giảm thiểu tối đa các hiện tượng dao động công suất và hạn chế

nguy cơ gây sự cố diện rộng.
1.1.2. Hiện trạng nguồn điện toàn quốc
2


Tính đến cuối năm 2019, cơng suất đặt HTĐQG là 55367 MW (chưa tính nhập
khẩu Trung Quốc và Lào), tăng 13,2% so với năm 48838 (45410 MW). Trong đó, cơ
cấu nguồn điện theo các loại hình cụ thể như sau: thủy điện chiếm 37,27%; nhiệt điện
than 36,61%; tuabin khí 13,45%; nhiệt điện dầu 2,85%, điện gió 0,68%, điện mặt trời
8,48% và các loại hình khác chiếm 0,67%. Năm 2019, tổng công suất đặt các nguồn mới
đưa vào vận hành 6136 MW, bao gồm 6 tổ máy thủy điện với tổng công suất 108,8 MW,
2 tổ máy nhiệt điện than với tổng cơng suất 1322 MW, 2 NMĐ gió với tổng công suất
46 MW và 92 NMĐ mặt trời với tổng cơng suất 4693,2 MW. Trong 92 NMĐMT có 76
ĐMT do A0 điều khiển với tổng công suất là 4359,3 MW, 10 ĐMT do Ax điều khiển
có tổng cơng suất là 272,8 MW và 06 ĐMT do Bx điều khiển có tổng cơng suất là 61
MW.
Nhìn chung, các nguồn điện trên toàn quốc đã được huy động hợp lý, tổng sản
lượng điện phát trong năm sát với kế hoạch năm, riêng sản lượng nhiệt điện than đạt
120,157 tỷ kWh, bằng 103,1% kế hoạch năm và sản lượng điện mặt trời đạt 4,818 tỷ
kWh, bằng 105,7% kế hoạch năm. Tình hình khai thác các loại hình nguồn điện trong
năm như sau:
Thủy điện: Trong mùa khô năm 2019, các hồ thủy điện đã cơ bản đáp ứng các yêu
cầu cấp nước tưới tiêu cho nông nghiệp và cho sinh hoạt của nhân dân vùng hạ du. Tổng
sản lượng thủy điện điện khai thác được đạt 66,117 tỷ kWh, thấp hơn 7,314 tỷ kWh so
với KH năm (73,431 tỷ kWh), đạt 90,1% kế hoạch đã góp phần quan trọng để giảm giá
thành điện và chi phí mua điện của EVN. Tình hình thủy văn không thuận lợi, lưu lượng
nước về các hồ thủy điện cuối năm ít, đặc biệt các hồ thủy điện miền Trung nên ảnh
hưởng đến khai thác thủy điện. Có tổng số 4 tổ máy thủy điện mới đưa vào vận hành
năm 2019 với tổng công suất đặt 110,6 MW (năm 2018 là 394 MW), tăng hiệu quả sử
dụng nguồn nước.

Nhiệt điện than: Trong các tháng mùa khô (T3-T7), nhiệt điện than được huy động
cao để đáp ứng nhu cầu phụ tải trước khi giảm vào các tháng mùa lũ (T8-T9) để tận
dụng khai thác tối đa thủy điện theo nước về. Từ tháng 10/2018, nhiệt điện than được
huy động cao để đảm bảo tích nước cho các hồ thủy điện do năm 2019 tình hình thủy
văn khơng thuận lợi. Trong năm 2019, việc cung ứng than trong nước tại nhiều thời
điểm cũng không đáp ứng, lượng than tồn trong kho than các nhà máy điện ở mức thấp
3


kỷ lục, nhiều nhà máy không đủ than để vận hành, đã có những thời điểm phải giảm
cơng suất huy động hoặc ngừng phát điện bớt các tổ máy do không đủ than, như trường
hợp của các nhà máy Quảng Ninh, Thái Bình, Mơng Dương 1, Mơng Dương 2, Nghi
Sơn, Vũng Áng 1, Vĩnh Tân 4 Duyên Hải 3. Việc cung ứng than trong nước tại nhiều
thời điểm cũng không đáp ứng nên phải giảm cơng suất, thậm chí dừng phát điện một
số tổ máy nhiệt điện. Tổng sản lượng nguồn nhiệt điện than năm 2019 đạt 120,157 tỷ
kWh cao hơn 3,623 tỷ kWh so với kế hoạch năm (116,534 tỷ kWh), đạt 103,1% kế
hoạch và cao hơn năm 2018 (91,654 tỷ kWh). Nguồn nhiệt điện than mới đưa vào năm
2019 gồm 02 tổ máy với tổng công suất đặt là 1304 MW (năm 2018 là 1510 MW) bao
gồm: 1 tổ Vĩnh Tân 4 MR (S3-616 MW), 1 tổ Duyên Hải 3 MR (S3-688MW). Nhìn
chung, các nhà máy nhiệt điện than có cơng suất lớn mới đưa vào thường vận hành
không ổn định và hay bị sự cố và suy giảm cơng suất, đặc biệt là các tổ máy có công
suất lớn, gây ảnh hưởng lớn đến chất lượng tần số trong năm 2019 và đe dọa chế độ vận
hành ổn định của HTĐ nói chung và truyền tải 500kV nói riêng.
Tuabin khí: Các nguồn cấp khí trong nước đã giảm mạnh và chưa có nguồn bổ
sung, từ giữa năm 2019 khí Nam Cơn Sơn cấp chỉ cịn khoảng 16 triệu m3/ngày, bằng
75% so với các năm trước đây, việc cấp khí khơng ổn định, xảy ra nhiều sự cố nên sản
lượng khí cấp cho sản xuất điện thấp hơn so với kế hoạch 536 triệu m3 (tương ứng với
sản lượng điện 2,95 tỷ kWh). Tổng sản lượng các nhà máy TBK khai thác trong năm
2019 đạt 42,402 tỷ kWh bằng 99,9% so với kế hoạch năm (42,427 tỷ kWh) và cao hơn
năm 2018 (40,562 tỷ kWh).

Nhiêt điện dầu: Huy động nhiệt điện dầu FO và tua bin khí dầu DO trong các đợt
sự cố khí, ngừng bảo dưỡng hệ thống khí PM3-CAA (05/09 – 18/9), bảo dưỡng hệ thống
khí Nam Côn Sơn (08/10 – 13/10). Đồng thời Huy động nhiệt điện dầu FO và tua bin
khí dầu DO trong các tháng mùa khô (tháng 3, 4, 5,6) và các tháng cuối năm (tháng 10,
11, 12) do các nguồn cấp khí trong nước đã giảm mạnh và chưa có nguồn bổ sung, Việc
cấp than trong nước cũng không đáp ứng được nhu cầu sản xuất điện và lưu lượng nước
về các hồ thủy điện giảm mạnh từ giữa năm 2019. Tổng sản lượng nhiệt điện dầu FO là
1239 triệu kWh, tua bin khí dầu DO là 822 triệu kWh.
Điện mặt trời và điện gió: Số lượng các nhà máy ĐMT đạt con số kỷ lục hơn 92
nhà máy điện với tổng công suất hơn 4693 MW được đưa vào vận hành trước và sau
4


thời điểm 30/6/2019 cũng là một thách thức không nhỏ đối với bất kỳ một hệ thống điện
hiện đại nhất nào trên thế giới. Tổng sản lượng các nhà máy NLTT (điện mặt trời và
điện gió) khai thác được đạt 5,54 tỷ kWh (trong đó ĐMT: 4,818 tỷ kWh, điện gió: 0,722
tỷ kWh) cao hơn 2,342 tỷ kWh so với KH năm (3,198 tỷ kWh), đạt 173,2% kế hoạch đã
góp phần quan trọng đảm bảo vận hành HTĐ Quốc gia an tồn, tin cậy.
Chi tiết cơng suất đặt và khả dụng của các nhà máy trong hệ thống điện được thể
hiện tại phụ lục PL01.

17%
31%
13%
02%

36%

Thủy điện

Nhiệt điện than

Nhiệt điện dầu

Tuabin khí

Khác

Hình 1.1: Cơ cấu nguồn trên HTĐ Việt Nam
1.1.3. Hiện trạng lưới điện truyền tải toàn quốc
Trong năm 2019 đã có rất nhiều cơng trình mới được đưa vào vận hành bao gồm:
đóng điện mới 01 máy biến áp với tổng lượng 900 MVA; thay mới 02 máy biến áp với
dung lượng 2x900 MVA, đóng mới 05 đường dây 500kV với tổng chiều dài 697,2 km;
đóng mới 01 kháng điện 500kV với dung lượng 91 MVAR; đóng mới 02 MC kháng.
Những cơng trình trọng điểm trên lưới điện 500kV chủ yếu tập trung ở miền Nam đã
góp phần quan trọng trong việc giải tỏa công suất lưới khu vực và tăng cường khả năng

5


liên kết để cấp điện cho khu vực miền Nam. Trong đó, một loạt những cơng trình 500kV
quan trọng có thể kể đến như sau:
-

Đóng điện nghiệm thu MBA: AT1 T500 Tân Un (900MVA) đóng mới, AT2
T500 Cầu Bơng (900 MVA) sau khi thay MBA mới, AT2 T500 Tân Định (900
MVA) sau khi thay MBA mới.

-

Đóng điện nghiệm thu ĐD 05 đường dây: 584 Sông Mây - 575 Vĩnh Tân, 572
Tân Uyên - 576 Vĩnh Tân, 571 Tân Uyên - 583 Sơng Mây, 561 Ơ Mơn - VT01
Long Phú, 562 Ơ Mơn - VT01 Long Phú.

-

Đóng nghiệm thu 01 kháng bù ngang: KH594 Sông Mây (91 MVAR). Đưa vào
vận hành 02 MC kháng (MC MC K501 T500 Phố Nối), giúp cải thiện khả năng
điều chỉnh điện áp hệ thống.
Trong năm 2019, tổng sự cố xảy ra trên hệ thống 500kV là 37 sự cố, ít hơn 10 sự

cố (bằng 78,7 %) so với cùng kỳ năm 2018 (47 sự cố), trong đó có 30 lần sự cố trên
đường dây (có 17 sự cố kéo dài, 13 lần sự cố thoáng qua 1 pha trên ĐD) và 7 sự cố thiết
bị trạm (trong 7 lần sự cố các thiết bị trạm có 02 lần sự cố MBA).
Tổng hợp khối lượng đường dây và trạm biến áp trên lưới truyền tải năm 2019
được thể hiện trong bảng sau:
Bảng 1.2: Chiều dài đường dây và tổng dung lượng MBA truyền tải năm 2019
Câp điện áp

Miền Bắc

Miền Trung

Miền Nam

Tổng hệ thống

Chiều dài Đz
500 kV

2991

2831

2674

8496

220 kV

7462

4465

6464

18391

110 kV

12906

4650

7227

24783

Dung lượng MBA
500 kV

15000

5400

13650

34050

220 kV

27288

7318

27877

62236

110 kV

33426

7930.5

34257.8

75614.3

Từ tháng 7 đến tháng 10/2019, trào lưu truyền tải theo hướng từ miền Nam ra miền

6


Trung và miền Bắc để đáp ứng đảm bảo cung cấp điện an toàn cho miền Bắc do thời tiết
nắng nóng tại miền Bắc, miền Trung và chế độ huy động cao các NMĐ mặt trời đưa vào
vận hành. Mức truyền tải nặng nhất trên đường dây 500kV truyền tải thuộc các ĐZ
truyền tải Bắc – Trung và Trung – Trung gồm: ĐZ 500kV Nho quan – Hà Tĩnh, Hà Tĩnh
– Đà Nẵng, Vũng Áng – Đà Nẵng và Dốc Sỏi - Pleiku, Thạnh Mỹ - Pleiku 2.
Công tác vận hành lưới điện đáp ứng được yêu cầu truyền tải điện và nhu cầu sử
dụng điện tại các khu vực. Tính đến hết năm 2019, sản lượng truyền tải trên lưới điện
500kV Bắc → Trung đạt 6,969 tỷ kWh, bằng 60,2% so với năm 2018 (11,586 tỷ kWh);
Sản lượng truyền tải 500kV Trung → Nam đạt 9,564 tỷ kWh, bằng 49,6% so với năm
2018 (19,281 tỷ kWh) và chiếm ~ 8,7% sản lượng HTĐ miền Nam. Công suất truyền
tải lớn nhất trên liên kết 500kV Bắc - Trung là 2224MW và Trung - Nam trên 3681MW.
Nếu tính cả truyền tải lưới 500kV và 220kV: đã đảm bảo truyền tải điện từ miền Bắc,
miền Trung cấp cho miền Nam với sản lượng 10,89 tỷ kWh (tương đương ~9,97% nhu
cầu điện miền Nam), ít hơn so với năm 2018. Hiện tượng quá tải, điện áp thấp, điện áp
cao đã giảm đáng kể so với năm 2018 do được bổ sung tụ, kháng bù ngang, đặc biệt là
kháng điện có đóng cắt trên hệ thống điện 500kV.
1.2. Dự báo nhu cầu phụ tải điện năng toàn quốc
Theo đề án “Điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 20112020 có xét đến năm 2030”, điều chỉnh dự báo nhu cầu điện giai đoạn 2014-2030 được
tiến hành trên cơ sở rà sốt lại nhu cầu điện của tồn quốc, các miền, các Tổng công ty
Điện lực và các tỉnh, cập nhật lại bộ cơ sở dữ liệu về kinh tế- năng lượng theo chuỗi năm
quá khứ khoảng 24 năm (từ 1990 đến 2013) của toàn quốc, các miền và các Tổng công
ty Điện lực. Theo số liệu đã cập nhật lại, nhu cầu điện năng cho mỗi ngành, mỗi giai
đoạn sẽ được tính tốn dựa trên kết quả hàm hồi quy biểu thị mối tương quan giữa các
yếu tố chính như: GDP của ngành, tiêu thụ điện năng của ngành năm trước, dân số, GDP
trên đầu người, tỉ lệ điện khí hoá, giá điện,...
Điều chỉnh các kịch bản tăng trưởng kinh tế, dân số là các yếu tố chính để điều

chỉnh các kịch bản dự báo nhu cầu điện. Tốc độ tăng trưởng GDP của Việt Nam giai
đoạn 2016-2030 được nhóm chuyên gia kinh tế Bộ Kế hoạch và Đầu tư dự báo dựa trên
các nhân tố chính: khả năng huy động vốn đầu tư và hiệu quả sử dụng vốn đầu tư. Nhóm

7


chuyên gia đã đưa ra 2 kịch bản tăng trưởng kinh tế trong giai đoạn đến 2030: kịch bản
cơ sở và kịch bản cao.
(1)

Kịch bản cơ sở

Với giả thiết tỉ lệ vốn đầu tư phát triển trên GDP giai đoạn đến 2030 đạt khoảng
32%. Hiệu quả sử dụng vốn đầu tư được cải thiện dần: hệ số ICOR giảm dần từ 5,6 năm
2013 xuống 4,6 năm 2030. Ở kịch bản này tăng trưởng kinh tế đạt tốc độ từ 7% sẽ phụ
thuộc chủ yếu vào sự phục hồi tăng trưởng của 2 khu vực công nghiệp và dịch vụ do đó
cơ cấu kinh tế sẽ chuyển dịch nhanh hơn, tỉ trọng các ngành công nghiệp và dịch vụ sẽ
tăng lên và tỉ trọng ngành nông nghiệp sẽ giảm đi.
(2)

Kịch bản cao

Ở kịch bản này các giả thiết về tỉ lệ tiết kiệm và tỉ lệ đầu tư FDI trên GDP tương
đương kịch bản cơ sở, tuy nhiên hiệu quả sử dụng vốn đầu tư sẽ cao hơn kịch bản cơ sở,
tái cơ cấu kinh tế được triển khai quyết liệt hơn.
Dự báo tăng trưởng kinh tế giai đoạn 2016-2030 theo 2 kịch bản như sau:
Bảng 1.3: Các kịch bản tăng trưởng GDP
Kịch bản

2016-2020

2021-2025

2026-2030

Kịch bản cơ sở

6.9%

7.0%

7.0%

Kịch bản cao

7.6%

7.6%

7.6%

Kết quả dự báo nhu cầu điện năng và công suất cho các Tổng công ty Điện
lực, các miền giai đoạn đến năm 2030 theo 2 phương án cơ sở và phương án cao
như sau:
Bảng 1.4: Dự báo phụ tải toàn quốc kịch bản cơ sở
Hạng mục

Đơn vị

2015

2020

2025

2030

GWh

140000

230924

346312

495853

TCty ĐL miền Bắc

GWh

41665

72855

113794

166469

TCty ĐL miền Nam

GWh

50736

85098

127065

182348

TCty ĐL miền Trung

GWh

13526

22632

34853

51936

TCty ĐL Hà Nội

GWh

13574

20840

29300

39500

TCty ĐL TP.HCM

GWh

20500

29500

41300

55600

Điện thương phẩm
toàn quốc

8


Hạng mục

Đơn vị

2015

2020

2025

2030

Pmax toàn quốc

MW

24840

41605

62395

88833

TCty ĐL miền Bắc

MW

8389

14840

22889

32874

TCty ĐL miền Nam

MW

8521

14658

22132

31747

TCty ĐL miền Trung

MW

2837

4728

7194

10534

TCty ĐL Hà Nội

MW

2693

3935

5520

7420

TCty ĐL TP.HCM

MW

3475

5000

7055

9590

Bảng 1.5: Dự báo phụ tải toàn quốc kịch bản cao
Hạng mục

Đơn vị

2015

2020

2025

2030

GWh

140000

242578

373549

550146

TCty ĐL miền Bắc

GWh

41665

78150

123348

185312

TCty ĐL miền Nam

GWh

50736

88702

135787

199507

TCty ĐL miền Trung

GWh

13526

23926

39014

60127

TCty ĐL Hà Nội

GWh

13574

21300

31000

43500

TCty ĐL TP.HCM

GWh

20500

30500

44400

61700

Pmax toàn quốc

MW

24840

43705

67302

98559

TCty ĐL miền Bắc

MW

8389

15859

24803

36583

TCty ĐL miền Nam

MW

8521

15278

23646

34728

TCty ĐL miền Trung

MW

2837

4998

8053

12195

TCty ĐL Hà Nội

MW

2693

4070

5840

8180

TCty ĐL TP.HCM

MW

3475

5170

7590

10650

Điện thương phẩm
tồn quốc

1.3. Chương trình phát triển nguồn điện toàn quốc
Theo đề án “Điều chỉnh, bổ sung Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn
2011-2020 có xét đến 2030”, tiến độ các cơng trình nguồn điện đã được xem xét lại dựa
trên cơ sở:

-

Rà soát lại tiến độ thực hiện, tính khả thi của các nguồn điện đã được phê duyệt
tại QHĐ VII.

-

Xem xét tới việc sử dụng khí của mỏ khí Cá Voi Xanh tại miền Trung cho sản
xuất điện.

9


-

Xem xét tới các vấn đề về nhập khẩu than và khí cho sản xuất điện:
+ Về thương mại: cần đẩy nhanh tiếp xúc, đàm phán với các nhà xuất khẩu
để có được các hợp đồng dài hạn đảm bảo nhập than và khí hóa lỏng.
+ Về cơ sở hạ tầng: cần xây dựng các hệ thống hạ tầng cần thiết như các
cảng trung chuyển than tại miền Nam như cảng trung chuyển Duyên Hải
và các cảng tại miền Trung; nạo vét luồng lạch cho tàu trọng tải lớn, xây
dựng hệ thống kho cảng nhập LNG, hệ thống đường ống phân phối khí…
+ Về cơ chế giá: cần xây dựng cơ chế giá minh bạch, rõ ràng cho than và khí.
Đồng thời nghiên cứu xây dựng cơ chế giá khí mới để có thể nhập được khí
hóa lỏng với mục đích bù đắp đủ chi phí và đảm bảo cơng bằng đối với các
hộ tiêu thụ. Giá bán điện cũng cần được điều chỉnh theo hướng phù hợp với
cơ chế thị trường, tránh bao cấp và phản ánh được đầy đủ các chi phí.

-

Phát triển cân đối cơng suất nguồn trên từng miền Bắc, Trung và Nam, đảm bảo
độ tin cậy cung cấp điện trên từng hệ thống điện miền liên kết với nhau để giảm
tổn thất truyền tải, chia sẻ công suất nguồn dự trữ và tận dụng mùa nước để khai
thác hợp lý kinh tế các NM thuỷ điện. Cần tránh xu hướng cho phép đầu tư dồn
dập ở một miền, khi có nhiều thuận lợi hơn (như nguồn nhiên liệu, vị trí thuận lợi
về xây dựng cơng trình,…) trong khi lại chậm chạp ở miền khác, sẽ dẫn đến lưới
truyền tải vận hành nặng nề, giảm độ an toàn tin cậy cung cấp điện. Mặt khác, để
đảm bảo khai thác hiệu quả tối đa các loại hình nguồn điện cũng như tránh nghẽn
mạch trong quá trình vận hành thị trường điện, hệ thống truyền tải liên miền cũng
sẽ được tăng cường.

-

Xem xét lại quan điểm nhập khẩu điện: việc nhập khẩu điện bị ảnh hưởng rất lớn
bởi chính sách của các nước xuất khẩu. cần ưu tiên phát triển các dự án thuỷ điện
có vị trí địa lý gần Việt Nam và thuộc các nước có chính sách nhất quán, ít thay
đổi, nhất là khu vực gần miền Nam (phía Nam Lào). Hạn chế việc mua điện từ
Trung Quốc nhằm tránh phụ thuộc.

-

Đảm bảo an ninh năng lượng, đặc biệt là các nguồn nhiên liệu nhập khẩu:
Cơ cấu nguồn nhiệt điện để đảm bảo an ninh nhiên liệu trong QHĐ VII là như
sau:

10


+ Khai thác tối đa than trong nước cho nhiệt điện dùng than, ưu tiên than nội
địa cho các NMNĐ hiện có tại miền Bắc và một số nhà máy điện sắp đưa vào

vận hành tại miền Nam hiện đang xây dựng để sử dụng than nội (Vĩnh Tân
2, Duyên Hải 1).
+ Giảm bớt tỷ lệ nguồn nhiệt điện than so với QHĐ 7 để tăng cường an ninh,
tránh phụ thuộc quá lớn vào than nhập, tăng tính khả thi về nhập khẩu than.
Như vậy cần xây dựng thêm các nhà máy TBKHH ở miền Nam (kể cả sử
dụng khí hoá lỏng nhập khẩu ở miền Nam) và xây dựng mới TBKHH miền
Trung sau năm 2020.
-

Về cơ cấu nguồn thuỷ điện - nhiệt điện: hiện nay, phần lớn tiềm năng thủy điện
đã được khai thác hết. Trong tương lai, thuỷ điện chỉ được tiếp tục phát triển với
quy mô nhỏ, tỷ trọng thuỷ điện sẽ giảm dần xuống, khoảng 23% và 20% vào các
năm 2025 và 2030. Với vai trò quan trọng trong san bằng biểu đồ huy động các
loại nguồn nhiệt điện, cần sớm đưa vào xây dựng thuỷ điện tích năng, đặc biệt ở
khu vực miền Nam.

-

Về phát triển các nhà máy điện hạt nhân: theo Tổng sơ đồ VII hiệu chỉnh, để giảm
dần phụ thuộc vào nhiên liệu hố thạch, giảm phát thải khí nhà kính, quan điểm
phát triển ĐHN ở Việt Nam vẫn tiếp tục tiến trình phát triển nhưng cần đảm bảo
tuyệt đối an tồn. Tuy nhiên, đến tháng 11/2016, Chính phủ Việt Nam đã quyết
định dừng triển khai các nhà máy điện hạt nhân do gặp nhiều khó khăn về vốn
đầu tư và nguy cơ mất an tồn mơi trường.

-

Phát triển bền vững, thân thiện với mơi trường: các cơng trình thuỷ điện nhỏ có
hiệu quả kinh tế và ít tác động xấu đến mơi trường, nguồn điện từ NLTT được
tiếp tục khuyến khích phát triển với số lượng lớn. Nguồn điện từ năng lượng tái

tạo như điện gió, thủy điện nhỏ, điện mặt trời, điện sinh khối... được khuyến khích
phát triển tại các vùng có tiềm năng, thuận tiện nối lưới.
Tiến độ các cơng trình nguồn điện dự kiến được thể hiện trong bảng Phụ lục PL03.

1.4. Chương trình phát triển lưới điện toàn quốc

Lưới điện truyền tải 500/220kV Quốc gia được quy hoạch thiết kế dựa trên một số

đặc điểm chính:

11


- Lưới điện truyền tải được đầu tư đạt tiêu chuẩn độ tin cậy N-1 cho các thiết bị
chính và đáp ứng các tiêu chuẩn chất lượng quy định tại Quy định lưới điện
truyền tải.
- Điện áp 500kV là cấp điện áp truyền tải siêu cao áp chủ yếu của Việt Nam.
Tuy nhiên sẽ nghiên cứu khả năng xây dựng cấp điện áp 750kV, 1000kV hoặc
truyền tải điện một chiều.
Theo Quyết định số 428/QĐ-TTg ngày 18/03/2016 của Thủ tướng chính phủ phê
duyệt “Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét
đến 2030”, chương trình phát triển lưới điện 500kV Quốc gia đến năm 2030 dự kiến
như phụ lục PL04.
1.5 Kế hoạch phát triển nguồn điện tồn quốc
Chương trình phát triển nguồn điện tồn quốc đến năm 2030 được cập nhật theo “Điều
chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011- 2020 có xét đến năm
2030” (QHĐVII HC) đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt theo Quyết định số
428/QĐ-TTg ngày 18/3/2016. Theo đánh giá trong QHĐVII HC, chương trình phát triển
nguồn điện được định hướng như sau:
-

Đến năm 2020, nguồn thủy điện về cơ bản sẽ được khai thác hết, nhiệt điện than
và khí sẽ được phát triển mạnh. Ngồi ra tỷ lệ về năng lượng mới như điện gió và
mặt trời cũng dần được nâng cao.

-

Giai đoạn 2016 -2020, điều chỉnh giãn tiến độ các nguồn điện tại miền Bắc và miền
Trung, tập trung đẩy sớm các NMNĐ than khu vực miền Nam như Duyên Hải 3
mở rộng, Vĩnh Tân 4 để đảm bảo cân bằng điện năng và công suất cho từng miền,
giảm bớt gánh nặng truyền tải trên ĐZ 500kV liên kết Bắc – Trung - Nam, nâng
cao độ tin cậy và dự phòng cung cấp điện cho HTĐ miền Nam.

-

Giai đoạn 2021 – 2030, miền Bắc vẫn tiếp tục giãn tiến độ vận hành của các nguồn
điện. Miền Trung đẩy mạnh phát triển nhiệt điện TBKHH đồng bộ với tiến độ khai
thác khí của mỏ Cá Voi Xanh và một số nhiệt điện than tại các vị trí thuận lợi.
Miền Nam đưa vào các nhiệt điện than bên cạnh phát triển nguồn điện chạy khí
hóa lỏng nhập khẩu (LNG).

Cơng suất và điện năng sản xuất của tồn quốc giai đoạn tới 2030 được thể hiện trong
các bảng sau:

12


Bảng 1.6: Công suất đặt của các loại nguồn điện giai đoạn tới 2030
Loại nguồn

STT

2020

2025

MW

%

2030

MW

%

MW

%

1

Thủy điện + TĐTN

18161

30%

20411

21%

21871

17%

2

Nhiệt điện than

26012

43%

47877

49%

55477

44%

3

NĐ khí +dầu

8966

15%

15078

16%

19078

15%

6004

10%

12009

12%

27199

22%

Nhập khẩu

1436

2%

1436

1%

1508

1%

Tổng cơng suất đặt

60579

100%

96811

100%

125133

100%

4
5

TĐ nhỏ + điện gió
+NLTT

Bảng 1.7: Điện sản xuất của các loại nguồn điện giai đoạn tới 2030
Loại nguồn

STT

2020

GW

2025
%

GW

2030
%

GW

%

1

Thủy điện + TĐTN

66801

25%

69914

17%

71074

13%

2

Nhiệt điện than

135468

51%

220056

55%

304691

57%

3

NĐ khí +dầu

39641

15%

76202

19%

95940

18%

17177

6%

27786

7%

60885

11%

Nhập khẩu

6359

2%

6361

2%

6655

1%

Tổng cơng suất đặt

265445

100%

400319

100%

539245

100%

4
5

TĐ nhỏ + điện gió
+NLTT

Miền Bắc

-

Giai đoạn 2016 -2020: Nguồn thủy điện truyền thống ở khu vực miền Bắc về cơ
bản đã được khai thác hết, nhiệt điện đều là các nguồn điện than như NĐ Hải
Dương, Thái Bình 1&2, Formosa Hà Tĩnh. Đến năm 2020, tổng công suất đặt của
các nguồn điện miền Bắc khoảng trên 28000MW, trong đó có gần 10000MW là
nguồn thủy điện, nhiệt điện có khoảng trên 15500MW, cịn lại là các nguồn thủy
điện nhỏ, năng lượng tái tạo và nhập khẩu.

-

Giai đoạn 2021 – 2030: Ngồi 900MW thủy điện tích năng, các nguồn điện lớn
miền Bắc được đưa vào trong giai đoạn này vẫn tiếp tục là các nhà máy NĐ than
tập trung ở khu vực Bắc Trung Bộ như Nghi Sơn 2, Vũng Áng 2&3, Quỳnh Lập,
Quảng Trạch... Tổng công suất đặt toàn miền năm 2030 đạt trên 50000MW.

13