Đường dây Phú Lâm - Tân Định mạch 2 Pleiku - Phú Lâm tách ra đi vào trạm Tân Định mới 16 giờ 00 phút ngày 24/08/2005 Đường dây PleiKu - Tân Định mạch 2 PleiKu - Phú Lâm tách ra đi vào tr
Trang 1TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN
VIỆT NAM
Trang 2MỤC LỤC
1 GIỚI THIỆU CHUNG 3
2 PHỤ TẢI HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM 6
3 NGUỒN ĐIỆN TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM 9
4 LƯỚI ĐIỆN 20
Trang 31 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 HoàBình (2 x 450MVA), Nho Quan (1 x 450MVA), Thường Tín (1 x 450MVA), HàTĩnh (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 2TBA 500kV là Đà Nẵng (2 x 450MVA) và Pleiku (1 x 450MVA); liên kết vớiHTĐ miền Bắc qua đường dây 220kV Đồng Hới - Hà Tĩnh; với HTĐ miền Namqua 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 trạm110kV Đắc Nông (7MVA) của tỉnh Đắc Nông nhận điện từ HTĐ miền Nam quađường 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 600MVA) và Phú Mỹ 500 (2 x 450MVA); liên kết với HTĐ miền Trung qua đườngdây 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, PhúThọ và một phần phụ tải các tỉnh Vĩnh Phúc, Thái Nguyên, Cao Bằng, Quảng Ninh thuộcHTĐ miền Bắc đang nhận điện từ Trung Quốc với công suất lớn nhất khoảng 570MW vàsản lượng trung bình ngày khoảng 9 - 10 tr.kWh nhằm giảm thiểu nguy cơ thiếu điện ởkhu 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 điệngiai 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 côngsuất 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 điệnViệt Nam, từ đó HTĐ Việt Nam trở thành HTĐ thống nhất trong toàn quốc Thời kỳ đầuđường dây siêu cao áp 500kV truyền tải một lượng công suất lớn từ miền Bắc cung cấpcho miền Trung và miền Nam đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định phục vụsản xuất và nhu cầu sinh hoạt của toàn dân
Trang 4Hình 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 ởcác 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 Trungtâm Điện lực Phú Mỹ) được thể hiện dưới đây:
Hoà điện lần đầu tiên giữa HTĐ miền Nam với bốn tổ máy nhà máy điện Hoà Bìnhtại 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 27phút ngày 29/5/1994
Trang 5Tổ máy số 4 Ialy 12/12/2001
Đến năm 2005 mạch 2 đường dây 500kV được đưa vào vận hành, đã góp phần tăngliên kết trong HTĐ Quốc gia, cải thiện đáng kể tình hình cung cấp điện và tính kinh tếtrong vận hành HTĐ
Đường dây Phú Lâm - Tân Định (mạch 2
Pleiku - Phú Lâm tách ra đi vào trạm Tân
Định mới)
16 giờ 00 phút ngày 24/08/2005
Đường dây PleiKu - Tân Định (mạch 2
PleiKu - Phú Lâm tách ra đi vào trạm Tân
Định mới)
22 giờ 15 phút ngày 24/08/2005
Lưới điện truyền tải 500kV đã thực sự trở thành hệ thống liên kết xương sống củaHTĐ Quốc gia, đóng vai trò quan trọng trong việc phối hợp vận hành các nguồn điện trêntoàn hệ thống, giảm thiểu chi phí vận hành, hỗ trợ dự phòng công suất giữa các HTĐmiền, tăng độ tin cậy và an toàn trong cung cấp điện cũng như đảm bảo chất lượng điệnnăng, tạo điều kiện đưa các nhà máy điện mới vào vận hành đúng tiến độ đảm bảo cânbằng 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 trungbình xấp xỉ 13.85%, đặc biệt năm 2002 đạt tới 16.93% Do tốc độ tăng trưởng của phụ tảirất cao nên HTĐ Quốc gia thường xuyên phải đối mặt với khả năng thiếu năng lượng vàomùa 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
Trang 6các thành phần kinh tế cùng tham gia sản xuất điện nhằm đáp ứng nhu cầu phụ tải ngàycàng tăng của HTĐ Quốc gia.
Mặc dù còn có những khó khăn tạm thời về nguồn và lưới điện nhưng Tập đoànĐiện lực Việt Nam (EVN) đã áp dụng kịp thời các biện pháp cần thiết để đảm bảo cungcấp điện ổn định cho phát triển nền kinh tế quốc dân và nhu cầu sinh hoạt thiết yếu củađồng bào cả nước, chỉ đạo Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia tính toán lập phương thứcvận hành an toàn HTĐ và khai thác tối ưu các nguồn điện, giảm thiểu thời gian cắt điệncủa khách hàng, đáp ứng nhu cầu cung cấp điện an toàn liên tục, cũng như dự báo khảnăng thiếu điện để Tập đoàn có kế hoạch ứng phó trước
2 PHỤ TẢI HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
2.1 Phân tích biểu đồ phụ tải
Để có cái nhìn tổng quan về phụ tải HTĐ Việt Nam, trước hết chúng ta xem xét đếndạng biểu đồ phụ tải Do ảnh hưởng của đặc điểm khí hậu cũng như tình hình phát triểncủa nền kinh tế trong giai đoạn hiện nay, biểu đồ phụ tải HTĐ Việt Nam chia thành 2dạng 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:
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Bắc Trung Nam Quốc gia
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 dốclớn; 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:
Trang 7Ghi chú: K1 = P tb /P max ; K2 = P min /P max ; K3 = P mintb /P maxtb
Yếu tố quyết định vấn đề này là do trong các thành phần phụ tải HTĐ Việt Nam thìthành phần Quản lý & Tiêu dùng dân cư chiếm tỷ trọng lớn Chi tiết xem bảng dưới đây:
Thực hiện năm 2006
Toàn Tập đoàn 44922.59 50771 47,037 4,294 51,331
Bảng 2: Các thành phần phụ tải trong HTĐ Việt Nam
Các hoạt động khác 3.44%
Quản lý & Tiêu dùng dân cư 40.96%
Thương nghiệp
& K.Sạn NH 4.81%
Công nghiệp &
Xây dựng 49.83%
Nông,Lâm nghiệp & Thuỷ sản 0.97%
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 thờinhiều ngày cao điểm các HTĐ miền trùng nhau vào cao điểm sáng nên cao điểm toànHTĐ Quốc gia chuyển sang buổi sáng (khoảng từ 10h - 11h) thay vì rơi vào buổi chiềunhư các năm trước (xu hướng này bắt đầu xuất hiện từ năm 2003) Điều này có thể đượcgiải thích do tỉ trọng tải công nghiệp đã tăng, cũng như EVN đã áp dụng nhiều chính sáchquản lý phụ tải như đưa hệ thống công tơ 3 giá vào hoạt động Độ đồng đều của phụ tảingày càng tốt, tức là hệ số điền kín phụ tải càng lớn thì càng tạo điều kiện thuận lợi chovận hành và tăng tính kinh tế trong vận hành HTĐ Mặc dù vậy, với biểu đồ phụ tải mùađông (các tháng còn lại trong năm) thì cao điểm toàn HTĐ vẫn rơi vào buổi chiều, điều
Trang 8này được giải thích do vào mùa đông miền Bắc thường tối sớm và cao điểm tối của miềnNam và miền Bắc trùng nhau.
2.2 Đánh giá tăng trưởng phụ tải
Để đánh giá mức độ tăng trưởng của phụ tải qua các năm, ta cần so sánh về sảnlượng và công suất qua chuỗi năm 1995 - 2007, chi tiết được thể hiện qua các bảng dưới:
a Tăng trưởng về sản lượng
Bảng 3: Sản lượng phụ tải qua các năm (GWh)
Hình 3: Biểu đồ sản lượng qua các năm
b. Tăng trưởng về công suất đỉnh
Trang 9DA96-95 DA97-96 DA98-97 DA99-98 DA00-99 DA01-00 DA02-01 DA03-02 DA04-03 DA05-04 DA06-05 DA07-06
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 côngsuất 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 1997đến 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) Đểkhẳng định vấn đề này chúng ta cùng nghiên cứu đến nguồn điện và tốc độ tăng trưởngnguồn của HTĐ Việt Nam trong 10 năm gần đây
3 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 đặcđiểm công nghệ phát điện
3.1 Chế độ vận hành và khai thác nhà máy điện
a Chế độ vận hành
- Thuỷ điện:
Trang 10 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 giandài 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 íthơn so với mùa lũ
- Nhiệt điện than, dầu:
Huy động cao trong mùa khô, huy động tối thiểu trong mùa lũ (đảm bảocông 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 bảocông suất đỉnh, chống quá tải, bù điện áp )
Kế hoạch sửa chữa theo EOH (số giờ vận hành tương đương)
3.2 Tình hình phát triển nguồn điện
Để đáp ứng được nhu cầu phát triển cao của phụ tải thì nguồn điện cũng phải pháttriển 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:
Trang 11Thñy ®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 bảochế độ vận hành an toàn, ổn định, chất lượng, kinh tế Điều đó được thể hiện qua các tiêuchí 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 giannhất 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:
Trang 124461 4910 4910 5285
5726 6233
7871 8884
1001010626
1157612270
13536
11263 10187 9255 8283 7408 6552 5655 4893 4329 3875 3595 3177 2796
Pđặt Pkdụng Phụ Tải
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 luônlớn 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 theotừng năm), việc khai thác các NMTĐ phụ thuộc rất nhiều vào tình hình thuỷ văn, một sốnhà máy lớn công suất phát phụ thuộc nhiều vào cột nước dẫn tới công suất khả dụngthay đổi rất nhiều (ví dụ NMTĐ Hoà Bình với cột nước tính toán là 88m thì tổng côngsuất nhà máy là 240 x 8 = 1920MW, nếu cột nước tính toán giảm, đặc biệt vào cuối mùakhô đầu mùa lũ thì công suất của Hoà Bình chỉ còn khoảng 150 x 8 = 1240 MW); các nhàmáy nhiệt điện than phần nhiều là cũ và lạc hậu, vì vậy vận hành không ổn định, thiết bịphụ hư hỏng nhiều; Tua bin khí chạy không ổn định lại tập trung tại Trung tâm điện lựcPhú Mỹ nên khi sự cố lưới dẫn tới HTĐ mất một lượng công suất lớn; Các nguồn điệnvào 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 phụtải HTĐ Quốc gia về cả công suất lẫn sản lượng là cực kỳ khó khăn, đặc biệt là khi cónhững sự cố về nguồn Việc khai thác tối ưu các nguồn điện trong hệ thống ở tình trạngcung luôn nhỏ hơn cầu là rất khó khăn vì nếu các tổ máy mới dự kiến đưa vào hoạt độngkhông đúng tiến độ hoặc tiến độ sửa chữa không đúng, chất lượng sửa chữa không đảmbảo sẽ dẫn đến việc cân bằng năng lượng không chính xác và không tối ưu
3.3 Tỷ trọng nguồn điện
Sau đây là các thống kê tỷ trọng về sản lượng cũng như công suất của các loại NMĐtrong HTĐ Quốc gia năm 2007
Trang 13Loại nguồn Sản lượng (GWh) Tỉ lệ (%)
TBK dầu (DO) 0.82%
Đuôi hơi 10.45%
Thuỷ điện 33.96%
TBK chạy khí 33.66%
NĐ dầu (FO) 3.73%
NĐ than 17.17%
Hình 6: Biểu đồ tỷ trọng sản lượng các nhà máy điện năm 2007
Loại nhà máy Công suất đặt (MW) Tỷ lệ(%)
Bảng 8: Công suất đặt các nhà máy điện năm 2007
Trang 14IPP & BOT, 27.15%
Hình 7: Biểu đồ tỷ lệ % nguồn năm 2007
Trang 163.4 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
Trang 17- 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 đượcsắp xếp từ thấp đến cao như sau: Thuỷ điện, Tua bin khí chu trình hỗn hợp, Nhiệt điệnthan, 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 Quốcgia, thuỷ điện chiếm tỷ trọng lớn, việc khai thác các nhà máy này hoàn toàn phụ thuộcvào yếu tố mùa trong năm
Trang 18Từ các yếu tố kể trên cộng với khả năng linh hoạt trong vận hành của các loại nguồn(xem chế độ vận hành) sẽ quyết định đến vấn đề huy động nguồn để phủ biểu đồ phụ tải.Trong thực tế hiện nay, việc phủ biểu đồ phụ tải được chia làm 2 mùa như sau:
a Mùa lũ
Vào mùa lũ, nước về các hồ thuỷ điện rất dồi dào, do vậy các nhà máy thuỷ điện sẽđược huy động chạy tối đa có thể Thứ tự các nguồn phủ biểu đồ phụ tải là: Thuỷ điện,TBK, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, mua ngoài, thuỷ điện, cuối cùng là TBK dầu vàdiezen chạy phủ đỉnh
Chi tiết các thành phần nguồn tham gia phủ biểu đồ phụ tải vào mùa lũ được thểhiện tại hình 9
Diesel, 0.06%
TBK chạy dầu, 0.54%
TBK chạy khí, 27.93%
Nhiệt điện dầu, 0.71%
Nhiệt điện than, 12.70%
Thuỷ điện, 39.37%
Mua ngoài, 18.69%
