Đánh giá hệ thống truyền tải điện việt nam và tính toán phí sử dụng lưới điện truyền tải

Sớm hoàn thành đề án thiết kế thị trường điện các cấp độ, đặc biệt là giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh để làm cơ sở pháp lý cho việc thanh toán phí sử dụng lưới truyền tải điện

-

NGUYỄN VĂN GIÁP

ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN VIỆT NAM VÀ TÍNH TOÁN PHÍ SỬ DỤNG

LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT ĐIỆN

-

NGUYỄN VĂN GIÁP

ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN VIỆT NAM VÀ TÍNH TOÁN PHÍ SỬ DỤNG

LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI

CHUYÊN NGÀNH: HỆ THỐNG ĐIỆN LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT ĐIỆN

Người hướng dẫn khoa học:

VS GS TSKH TRẦN ĐÌNH LONG

HÀ NỘI – 2010

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là luận văn của riêng tôi Các kết quả tính toán nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ một cuốn luận văn nào khác

2 TTĐ Truyền tải điện

Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia

Tổng công ty đầu tư và kinh doanh vốn Nhà nước

sát điều khiển và thu thập dữ liệu

thuật điện quốc tế

kiểm soát truyền thông và Internet

26 WAN Wide Area Network: mạng diện rộng

kỹ sư điện và điện tử

điện áp

Bảng 1.1 Thống kê khối lượng đường dây truyền tải năm 2008 7

Bảng 4.18 Xác định mức độ sử dụng lưới truyền tải của các nhà máy điện 110

Bảng 4.19 Phí sử dụng lưới truyền tải của các nhà máy điện 111

Hình 1.1 Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại 9

Hình 2.1 Các chuẩn giao thức được sử dụng trong trạm 43

Hình 2.3 Xu hướng phát triển của hệ thống thông tin điện lực 47

Hình 2.4 Mô hình SCADA đơn giản trong hệ thống điện 48

Hình 2.5 Mô hình SCADA của trạm hoặc nhà máy điện 50

Hình 4.2 Phương án cơ bản 89

Hình 4.6 Chế độ phụ tải cực đại HTĐ 220kV-500kV miền Trung năm 2009 102

do vậy cũng đã tiến hành cải tổ sâu rộng về mô hình quản lý

Ở Việt Nam lộ trình cho việc áp dụng thị trường điện đã được Thủ Tướng Chính Phủ phê duyệt Hiện nay, đang áp dụng những bước thí điểm, sau đó sẽ áp dụng chính thức Trong thị trường điện lực cạnh tranh thì hệ thống lưới điện truyền tải sẽ đóng vai trò trung tâm, vì vậy một yêu cầu được đặt ra là cần lựa chọn mô hình quản lý vận hành phù hợp để nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh Năm

2008, việc ra đời Tổng Công ty Truyền Tải Điện Quốc Gia (NPT) đánh dấu sự thay đổi lớn về mặt tổ chức quản lý của hệ thống lưới truyền tải Song song với việc đổi mới về quản lý thì việc nghiên cứu cơ chế tính phí sử dụng lưới điện truyền tải đang được tiến hành khẩn trương với sự tham gia của các đơn vị tư vấn trong và ngoài nước Quá trình xây mô hình, phương pháp tính phí đặt không ít khó khăn và gây nhiều tranh cãi vì liên quan đến nhiều loại chi phí của các bên bán điện và bên phân phối

Từ những vấn đề cấp thiết trên, luận văn “Đánh giá hệ thống truyền tải điện

Việt Nam và tính toán phí sử dụng lưới truyền tải” là đề tài nghiên cứu vừa có tính

lý thuyết và thực tiễn cao Luận văn bao gồm các nội dung chính sau:

Mở đầu

Chương 1: Những vấn đề chung

Chương 2: Yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị đấu nối vào lưới điện truyền tải Chương 3: Các phương pháp tính toán phí sử dụng hệ thống

Chương 4: Ví dụ áp dụng, kết luận và kiến nghị

Kết luận và kiến nghị

Tác giả xin gửi lời cảm ơn đặc biệt đến Thầy hướng dẫn VS.GS.TSKH Trần Đình Long đã tận tình chỉ bảo và đóng góp những có ý kiến quý báu giúp tôi hoàn thành luận văn Nhân đây, tác giả cũng xin cảm ơn gia đình, các bạn đồng nghiệp đã luôn động viên giúp đỡ trong quá trình học tập và nghiên cứu

1.1 Vai trò của các hệ thống truyền tải

Điện năng là một loại hàng hóa đặc biệt, loại hàng hóa không thể lưu trữ sau khi sản xuất ra và khách hàng cũng không thể xếp hàng để chờ đến lượt mình mua hàng được Dây chuyền sản xuất kinh doanh điện năng ở bất kỳ quốc gia nào cũng bao gồm 3 khâu liên hoàn: sản xuất – truyền tải – phân phối điện năng xẩy ra đồng thời, ở bất ký thời điểm nào cũng cần có sự cân bằng giữa công suất phát ra và công suất tiêu thụ

Các nguồn năng lượng sơ cấp của các quốc gia thường phân bố ở các vùng

xa xôi hẻo lánh, vì vậy các nhà máy điện thường được xây dựng ở những nơi này và thường cách xa các trung tâm phụ tải lớn tập trung ở khu vực thành phố thị xã hay các khu công nghiệp và chế xuất Do vậy, để chuyên tải điện năng với khoảng cách rất lớn như vậy, người ta phải xây dựng các lưới điện truyền tải với các cấp điện áp cao (từ 110kV trở lên) nhằm giảm tổn thất điện năng, điện áp cũng như nâng cao khả năng tải của đường dây Khi hệ thống điện càng phát triển về quy mô thì lưới điện truyền tải càng sử dụng cấp điện áp cao hơn

Không chỉ có vậy, trong hệ thống điện (HTĐ) lưới điện truyền tải còn có nhiệm vụ đảm bảo việc liên kết các lưới điện khu vực trở thành một lưới điện thống nhất Chính sự liên kết này có vai trò quan trọng trong việc cân bằng năng lượng quốc gia, nâng cao hiệu quả sử dụng các nguồn năng lượng sơ cấp, chẳng hạn như

có thể tận dụng tối đa công suất phát của thủy điện vào mùa lũ và nhiệt điện vào mùa khô Lưới điện truyền tải cũng có vai trò quyết định trong việc giữ ổn định và tin cậy của HTĐ

Từ những phân tích trên có thể đưa đến kết luận rằng trong lưới điện truyền tải luôn giữ vị trí trung tâm trong các hệ thống điện

1.2 Mô hình quản lý kinh doanh lưới điện truyền tải

1.2.1 Nguyên nhân độc quyền tự nhiên của lưới điện truyền tải

Độc quyền tự nhiên là một trường hợp đặc biệt của độc quyền trong kinh tế,

nó thoát ly khỏi ý thức chủ quan của các nhà kinh doanh và được tạo nên do đặc thù của công nghệ sản xuất hoặc do đặc thù của ngành hàng, lĩnh vực kinh doanh

Đối với hoạt động truyền tải điện việc thiết lập hai hay nhiều hệ thống truyền tải hoạt động song song cạnh tranh lẫn nhau sẽ làm lãng phí tài nguyên của đất nước, những lợi ích mà cạnh tranh mang lại ở đây sẽ là rất nhỏ so với tác hại của

nó Xem xét mô hình tổ chức hoạt động truyền tải của các nước trên thế giới cho thấy truyền tải luôn được tổ chức theo mô hình độc quyền, ở một số quốc gia có thể cho phép tồn tại một vài công ty Truyền tải điện (TTĐ) nhưng các công ty này vẫn mang tính chất độc quyền theo vùng địa lý và không thể cạnh tranh lẫn nhau

Như đã phân tích ở mục 1.1 thì trong lĩnh vực sản xuất – kinh doanh điện năng, truyền tải điện giữ vai trò đặc biệt quan trọng Việc nhà nước nắm quyền sở hữu lưới truyền tải là một cơ sở quan trọng để nhà nước quản lý, điều tiết thị trường điện cũng như các doanh nghiệp khác hoạt động trong ngành công nghiệp năng lượng này

1.2.2 Thực trạng mô hình tổ chức quản lý lưới điện truyền tải

Từ tháng 7 năm 2007 trở về trước, mô hình tổ chức công tác đầu tư xây dựng

và quản lý vận hành các lưới điện truyền tải của EVN bao gồm 4 Cty Truyền tải điện và 3 Ban Quản lý dự án (QLDA) công trình điện miền Bắc, Trung và Nam Kể

từ ngày 1/4/2007, các Cty Truyền tải đã bàn giao lưới điện 110 kV cho các Cty Điện lực, chỉ quản lý lưới điện 220 - 500kV Cty Truyền tải điện 1 quản lý lưới điện khu vực miền Bắc, đến Hà Tĩnh (29 tỉnh); Cty Truyền tải điện 2 quản lý lưới điện khu vực Trung Trung Bộ, từ Quảng Bình đến Quảng Nam (7 tỉnh); Cty Truyền tải điện 3 quản lý lưới điện khu vực Nam Trung Bộ, từ Quảng Ngãi đến Ninh Thuận và Tây nguyên (7 tỉnh) và Cty Truyền tải điện 4 quản lý lưới điện khu vực miền Nam (21 tỉnh) Theo mô hình này, các Cty Truyền tải điện (TTĐ) hạch toán phụ thuộc, hoạt động theo phân cấp và uỷ quyền của EVN, được EVN cấp các chi phí cho hoạt động quản lý vận hành và đầu tư Các Cty TTĐ chỉ có chức năng: quản lý, vận hành

lưới điện trong địa bàn quản lý; tổ chức lực lượng và thực hiện thí nghiệm, sửa chữa; quản lý các dự án đầu tư thuộc loại cải tạo, nâng cấp, mở rộng lưới điện hiện

có (các công trình đầu tư mới được giao cho các Ban QLDA) Cho đến năm 2007 thì 4 Cty TTĐ và 3 Ban QLDA đã cơ bản hoàn thành nhiệm vụ của mình, có những đóng góp rất quan trọng trong việc cung cấp điện cho nền kinh tế quốc dân Tuy nhiên, với phương thức quản lý điều hành nói trên, khối lượng công việc tại cơ quan Tập đoàn sẽ quá lớn, dẫn đến tình trạng quá tải trong xét duyệt, chỉ đạo điều hành, đôi khi chưa bám sát thực tế quản lý vận hành, đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải

Do phần lớn các hạng mục công việc phải có sự nhất trí, thông qua của Tập đoàn nên các đơn vị bị hạn chế tính chủ động, sáng tạo trong giải quyết công việc, cũng

do các đơn vị hạch toán phụ thuộc nên chưa khuyến khích các đơn vị chủ động giảm thiểu chi phí, thực hành tiết kiệm Trong khi đã có 3 Ban QLDA của Tập đoàn thực hiện nhiệm vụ đầu tư các công ty xây dựng các công trình lưới điện mới, thì tại các Cty TTĐ cũng hình thành các Ban QLDA kiêm nhiệm trực thuộc để thực hiện các dự án cải tạo, nâng cấp, mở rộng Như vậy, có tới 2 khối ban QLDA để thực hiện công việc đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải Việc tồn tại 2 khối ban QLDA

là điều bất cập trong quản lý, lãng phí nhân lực và trang thiết bị, đồng thời gây chồng chéo hoặc đùn đẩy trách nhiệm khi xử lý công việc

Xuất phát từ những bất cập nêu trên và để chuẩn bị các điều kiện tiên quyết cho thị trường phát điện cạnh tranh và các cấp độ tiếp theo sau khi được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận ngày 7/7/2008 Tập đoàn điện lực Việt Nam đã quyết định thành lập Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT) theo mô hình công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên (TNHH MTV), đáp ứng tiêu chí các nhà máy điện (GENCO), các công ty truyền tải điện, các công ty phân phối điện thuộc EVN được

tổ chức lại dưới dạng các công ty độc lập về hạch toán kinh doanh

Hiện nay, NPT đang do EVN trực tiếp sở hữu, quản lý, phù hợp với các qui định hiện hành của Nhà nước, là một phần sức mạnh không tách rời đảm bảo để EVN chịu trách nhiệm chủ đạo trong việc đáp ứng nhu cầu điện của cả nước và trao đổi điện với các nước trong khu vực; EVN giữ vai trò chính trong việc đảm bảo

cung cấp điện ổn định, an toàn cho sự nghiệp phát triển kinh tế - xã hội Thực hiện đầu tư phát triển các công trình lưới điện đồng bộ nhằm nâng cao hiệu quả đầu tư

1.2.3 Vị trí của NPT trong thị trường điện cạnh tranh

Hiện nay NPT tuy hạch toán độc lập nhưng vẫn thuộc sở hữu và chi phối của EVN, vậy trong thời gian tới khi mà thị trường điện cạnh tranh dần phát triển ở Việt Nam thì NPT có thể được đặt một vị trí nào khác ngoài EVN hay không Hiện có hai quan điểm đề cập đến vị trí của NPT trong hệ thống quản lý Nhà nước về hoạt động điện lực

Theo quan điểm thứ nhất NPT cùng với Điều độ hệ thống điện Quốc gia được coi là các đơn vị cung cấp dịch vụ chung cho hệ thống điện sẽ được tách không chỉ hạch toán độc lập mà còn tách độc lập về mặt pháp lý với EVN Theo định hướng của thị trường phát điện cạnh tranh, thị phần phát điện của EVN ngày càng giảm, không còn giữ vị trí thống lĩnh thị trường thì việc tăng cường điều tiết của Nhà nước thông qua Bộ quản lý ngành là một lựa chọn hợp lý Tuy nhiên, nhược điểm của phương án này nếu thực hiện là Chính phủ sẽ phải có một định hướng mới, phức tạp hơn cho EVN như là một tập đoàn kinh tế nhà nước; đồng thời cũng không đạt được mục tiêu tách tổ chức và quản lý của chủ sở hữu doanh nghiệp nhà nước ra khỏi cơ quan hành chính nhà nước, không hạn chế được các tác động trực tiếp và gián tiếp của cơ quan hành chính nhà nước vào quyết định sản xuất kinh doanh như cam kết tham gia Tổ chức Thương mại Thế giới trong quá trình hội nhập kinh tế Hơn nữa, nếu thực hiện theo phương án này thì cũng chưa phù hợp với chủ trương của Đảng và Chính phủ là tách chức năng quản lý nhà nước ra khỏi chức năng điều hành sản xuất kinh doanh

Quan điểm thứ hai cho rằng, vai trò chủ sở hữu nhà nước có thể được chuyển

về Tổng công ty đầu tư và kinh doanh vốn Nhà nước (SCIC), hoặc một tổ chức chuyên trách trực thuộc Chính phủ thống nhất thực hiện chức năng chủ sở hữu đối với phần vốn của Nhà nước đầu tư tại các tập đoàn kinh tế nhà nước có qui mô lớn

và quan trọng Nếu thực hiện theo phương án này thì được coi là bước tiến lớn trong

sắp xếp, đổi mới doanh nghiệp nhà nước, đặc biệt là trong lĩnh vực điện lực Hoạt động truyền tải điện sẽ được điều chỉnh bởi các thông lệ quản trị doanh nghiệp thông thường theo nguyên tắc không phân biệt đối xử Tuy nhiên, phương án này cần có sự nghiên cứu thấu đáo do tính chất liên kết hệ thống rất cao trong hệ thống điện, một phần tử tham gia hệ thống không tốt sẽ dẫn đến cả hệ thống điện hoạt động không tốt Để thực hiện mục tiêu phát triển kinh tế xã hội 10 năm (2001-2010)

đã được Đảng Cộng sản Việt Nam đưa ra là đưa nước ta ra khỏi tình trạng kém phát triển, nâng cao rõ rệt đời sống vật chất và tinh thần của nhân dân, tạo nền tảng để đến năm 2020 đưa nước ta cơ bản trở thành nước công nghiệp theo hướng hiện đại, đòi hỏi doanh nghiệp nhà nước trong lĩnh vực công nghiệp cần thể hiện được vai trò đòn bẩy và động lực chính của nền kinh tế quốc dân, đảm bảo các mục tiêu kinh tế

xã hội lâu dài Trong giai đoạn nền kinh tế thị trường định hướng xã hội chủ nghĩa ở giai đoạn đầu, các mục tiêu tăng trưởng luôn gắn chặt với mục tiêu ổn định xã hội Định hướng xã hội chủ nghĩa không cho phép sự tăng trưởng kinh tế quá nóng hoặc không cân bằng, trong khi nền kinh tế vừa được điều chỉnh tăng trưởng với tốc độ cao đồng thời với mục tiêu an sinh xã hội, tạo ra cơ cấu kinh tế hợp lý Đồng hành với tốc độ tăng trưởng GDP cao và ổn định giai đoạn 2001-2008 tăng tương ứng cho các năm 2001, 2002, 2003, 2004, 2005, 2006, 2007 và 2008 là 6,9%; 7,08%; 7,34%; 7,8%; 8,43%; 8,48% và 6,23%, cơ cấu kinh tế tiếp tục chuyển dịch theo hướng công nghiệp hóa và việc nghiên cứu xóa bỏ các rào cản về cơ chế, chính sách, xác lập mục tiêu hoạt động cho các doanh nghiệp nhà nước từng thời kỳ đã thúc đẩy quá trình chuyển dịch cơ cấu kinh tế này EVN là một trong những doanh nghiệp nhà nước đóng vai trò như ngành công nghiệp hạ tầng cũng đã trải qua các quá trình sắp xếp, đổi mới căn bản để theo kịp với yêu cầu cạnh tranh và phát triển nội tại của nền kinh tế, hội nhập kinh tế khu vực và quốc tế Trong quá trình sắp xếp đổi mới, EVN vẫn giữ vai trò chính trong hoạt động điện lực, nếu NPT vẫn được giao là đầu mối duy nhất quản lý truyền tải điện thì ngành Điện sẽ tiếp tục thể hiện vai trò nền tảng hạ tầng của đất nước Nói tóm lại, để doanh nghiệp Nhà nước như EVN tiếp tục khẳng định trách nhiệm của mình đối với việc đáp ứng đủ điện phục

vụ phát triển kinh tế xã hội, để ngành Điện thể hiện vai trò là đòn bẩy của sự nghiệp công nghiệp hóa - hiện đại hóa đất nước thì việc giữ NPT trong EVN là điều hợp lý Khi đến giai đoạn thị trường điện đã phát triển, hành lang pháp lý cho hoạt động điện lực đầy đủ, cung cấp điện đã đáp ứng đủ nhu cầu và có dự phòng hệ thống, giá

cả điện năng do qui luật cung cầu quyết định thì lúc đó vấn đề vị trí truyền tải điện ở trong hay ngoài EVN, truyền tải điện do nhà nước sở hữu hay không phải nhà nước

sở hữu dường như sẽ không còn là nội dung gây tranh cãi Tuy nhiên, để NPT làm tốt các chức năng, nhiệm vụ được EVN và nhà nước giao, Bộ Công Thương cần khẩn trương hoàn thiện hành lang pháp lý, văn bản qui phạm pháp luật cho hoạt động truyền tải điện nói riêng và hoạt động điện lực nói chung Cụ thể là giảm thiểu thủ tục trong các quy định về điều kiện, trình tự, thủ tục cấp, sửa đổi, bổ sung, thu hồi và quản lý giấy phép hoạt động điện lực, trong đó có giấy phép hoạt động điện lực đối với hoạt động truyền tải điện; khẩn trương ban hành quy định trình tự, thủ tục lập, thẩm định và phê duyệt quy hoạch chi phí tối thiểu, qui hoạch phát triển lưới điện truyền tải Sớm hoàn thành đề án thiết kế thị trường điện các cấp độ, đặc biệt là giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh để làm cơ sở pháp lý cho việc thanh toán phí sử dụng lưới truyền tải điện và tính toán chi phí đấu nối của các nhà máy điện vào lưới điện truyền tải quốc gia; các quy định về hoạt động của thị trường điện lực, bao gồm: Quy định vận hành thị trường điện; Quy định lưới điện truyền tải; Quy định lưới điện phân phối; Quy định đo đếm điện năng; Quy định áp dụng hợp đồng mua bán điện mẫu cũng cần được ban hành đồng bộ; khẩn trương hoàn thành các quy định về phương pháp lập, trình tự, thủ tục thẩm định và ban hành các loại giá và phí trong hoạt động điện lực theo quy định của pháp luật Truyền tải điện muốn phát triển bền vững, tiếp tục giữ được vị trí trung tâm trong hệ thống điện thì không chỉ cần những nỗ lực tối đa từ bản thân NPT, những hoạt động chỉ đạo và điều hành sát sao của EVN mà còn cần sự đồng bộ về pháp lý từ phía các cơ quan quản lý nhà nước

1.3 Quá trình hình thành và phát triển hệ thống lưới điện truyền tải

Việt Nam

Lưới điện truyền tải Việt Nam hiện nay đang vận hành với các cấp điện áp cao áp và siêu cao áp 500kV, 220kV, 110kV sau đây trình bày các giai đoạn phát triển của lưới điện truyền tải

1.3.1 Giai đoạn từ 1995 đến 2008

Từ năm 1995 đến nay, nền kinh tế nước ta liên tục tăng trưởng cao nên nhu cầu điện năng qua các năm cũng tăng trung bình khoảng trên 10%/năm, do vậy để đáp ứng nhu cầu này thì cả nguồn điện và lưới điện truyền tải đã được nâng cấp và

mở rộng với khối lượng rất lớn, tuy vậy tình trạng thiếu điện vẫn chưa giải quyết dứt điểm được, đặc biệt nghiêm trọng vào những tháng mùa khô Dưới đây là bảng tổng hợp về lưới truyền tải từ năm 1998 đến 2008

Bảng 1.1 Thống kê khối lượng đường dây truyền tải năm 2008

Tổng chiều dài đường dây [km]

Cấp điện áp

TTĐ1 TTĐ2 TTĐ3 TTĐ4 Các CTĐL Tổng hệ thống

500kV 887 1210 592 597 3286 220kV 3232 319 609 2941 7101

110 kV 198 916 1171 1497 7969 11751

Bảng 1.2 Thống kê khối lượng máy biến áp truyền tải năm 2008

Cấp điện áp Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Tổng hệ thống

Bảng 1.3 Chiều dài đường dây và dung lượng máy biến áp truyền tải qua các năm

1998 đến 2007 là 13.40%)

Về nhu cầu phụ tải năm 2008, công suất cực đại đạt cao nhất ghi nhận được

là 12636 MW, tăng 11.96% so với năm 2007 Thực tế giá trị này có thể cao hơn do trong năm 2008, do nhiều lý do nhưng do khả dụng nguồn không đáp ứng được phụ tải cực đại nên nhiều thời điểm phải hạn chế phụ tải nên không thể xác định chính xác giá trị công suất cực đại thực của hệ thống Công suất cực đại năm 2008: từ

tháng 4 đến tháng 9 chuyển vào cao điểm sáng khoảng từ 10h đến 11h, từ tháng 1 đến tháng 3 và từ tháng 10 đến tháng 12 chuyển vào cao điểm chiều khoảng từ 17h đến 18h

Tổng công suất nguồn mới vào vận hành tính đến hết năm 2008 là 2188

MW Tổng công suất đặt các nguồn điện năm 2008 là 15763 MW tăng 16.65% so với năm 2007 (13512 MW) Công suất khả dụng tăng 16.81% so với năm 2007 Tuy nhiên công suất bổ sung vào giai đoạn cuối năm không đáp ứng nhu cầu năng lượng cho mùa khô 2008 và nhu cầu công suất cực đại cho mùa lũ 2008 Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải các năm thể hiện ở hình 1.1 Biểu đồ công suất đặt nguồn điện thể hiện ở hình 1.2

Hình 1.1 Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại

(nguồn: Trung tâm điều độ HTĐ quốc gia A0)

7871 8884

13512 15763

12636 11286 10187 9255 8283 7408 6552 5655 4893 4329 3875 3595 3177 2796

Ngoài ngành 31.31%

Hình 1.2 Biểu đồ cơ cấu công suất đặt nguồn năm 2008

(nguồn: Trung tâm điều độ HTĐ quốc gia A0)

Từ những số liệu công suất của nguồn và tải của HTĐ năm 2008 có thể thấy

tăng trưởng về nguồn thấp hơn tăng trưởng phụ tải, khả năng đáp ứng tải của HTĐ

vẫn chưa cao, nhiều thời kỳ trong năm vẫn chưa đảm bảo được lượng công suất dự phòng cần thiết để hệ thống vận hành an toàn Tuy nhiên tất cả các đơn vị trong toàn EVN đã nỗ lực cố gắng để hệ thống vận hành tốt nhất, giảm tối đa thời gian ngừng cấp điện cho phụ tải Có thể đánh giá năm 2008 là thành công trên các phương diện sau: (i) đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của toàn xã hội một cách tốt nhất trong điều kiện khó khăn về nguồn điện, đảm bảo an toàn cung cấp điện cho các sự kiện văn hoá chính trị quan trọng; (ii) đảm bảo kinh tế cho EVN do đã khai thác tối ưu lượng nước về các hồ thuỷ điện và khai thác hợp lý các nguồn trong hệ thống điện; (iii) về cơ bản đã giải quyết vấn đề quá tải, điện áp thấp trên lưới truyền tải so với các năm trước đây

Về lưới điện, nhiều công trình đường dây và trạm đã chính thức đưa vào vận hành góp phần đáng kể trong việc đảm bảo cung cấp điện, cải thiện chất lượng điện

áp, giảm tổn thất, chống quá tải và nâng cao độ ổn định vận hành của hệ thống

1.3.2.1 Lưới truyền tải siêu cao áp 500kV

Từ khi được đưa vào vận hành năm 1994 đến nay, lưới truyền tải 500kV thực sự đã trở thành xương sống của hệ thống điện Việt Nam, chạy suốt từ Bắc vào Nam với tổng chiều dài 7050 km (năm 2008) Lưới 500kV giữ một vai trò vô cùng quan trọng trong cân bằng năng lượng quốc gia, đảm nhiệm vai trò liên kết hệ thống điện 3 miền và có ảnh hưởng lớn tới độ tin cậy cung cấp điện của từng miền

Nếu như trong các năm đầu vận hành 1994 - 1999 đường dây này chủ yếu chỉ truyền tải điện năng từ Bắc tới Nam thì trong các năm gần đây do sự phát triển của nguồn điện ở khu vực miền Nam đường dây 500kV đã giữ vai trò là đường dây liên kết hệ thống Trong các năm gần đây vào mùa khô, miền Bắc có xu hướng nhận điện từ hệ thống điện miền Trung và miền Nam với lượng công suất cực đại khoảng 1000MW

Đầu năm 2004, EVN đã đóng điện thành công mạch 2 đường dây 500kV Phú Lâm – Plei Ku và đường dây 500kV Phú Mỹ – Nhà Bè – Phú Lâm Các mạch đường dây này cũng góp phần tăng cường khả năng truyền tải công suất chung của toàn hệ thống Tuy nhiên, do mức đặt bù tương đối thấp nên đường dây Phú Lâm- Pleiku mạch 2 chưa phát huy được tốt hiệu qủa của mình Đường dây 500kV Phú

Mỹ – Nhà Bè – Phú Lâm đã đóng điện và phát huy hiệu qủa khi các nhà máy phát nhiệt điện Phú Mỹ 4 và Phú Mỹ 2.2 vào vận hành Trạm biến áp 500/220kV Phú

Mỹ hoàn thành trong tháng 8 năm 2005 đã tạo điều kiện cho NĐ Phú Mỹ 3 phát lên phía 500kV, góp phần giảm quá tải cho các xuất tuyến 220kV từ trạm biến áp 220kV Phú Mỹ Mạch 2 PleiKu - Dốc Sỏi - Đà Nẵng và Đà Nẵng - Hà Tĩnh đã đóng điện tháng 11/2004 và tháng 5/2005, giảm bớt tình trạng căng thẳng trong truyền tải công suất trên đường dây 500kV và góp phần tăng cường độ tin cậy cung cấp điện cho miền Trung và miền Bắc Đến 23/9/2005 đưa vào vận hành đoạn còn lại từ Hà Tĩnh - Nho Quan - Thường Tín, toàn bộ 2 mạch 500kV được vận hành, tạo liên kết hệ thống Bắc - Trung - Nam với công suất trao đổi khoảng trên 1400MW

Trong năm 2008, hướng truyền tải công suất trên đường dây 500kV chủ yếu

từ Nam ra Bắc Sản lượng điện nhận vào của HTĐ miền Bắc từ HTĐ 500kV là 5.04

tỷ kWh chiếm 18.9% tổng sản lượng miền, điện nhận của HTĐ miền Trung từ HTĐ 500kV là 2.94 tỷ kWh chiếm 40.7 % tổng sản lượng miền, điện nhận của HTĐ miền Nam từ HTĐ 500kV là 9.33 tỷ kWh chiếm 23.6 % tổng sản lượng miền

1.3.2.2 Lưới truyền tải 220kV, 110 kV

Lưới điện truyền tải 220/110kV hầu hết có kết cấu mạch kép hoặc mạch vòng, do đó độ an toàn cung cấp điện đã được cải thiện đáng kể so với thời gian trước Nhờ được thường xuyên nâng cấp, thay thế thiết bị mới cùng với thực hiện các biện pháp tích cực nên tỷ lệ tổn thất trên lưới truyền tải 220kV, 110 kV ngày càng giảm Tuy nhiên ở một số khu vực, lưới điện 220kV đã vận hành lâu năm, tình trạng thiết bị đã xuống cấp, tiết diện dây dẫn nhỏ không đáp ứng được nhu cầu phụ tải Một số khu vực lưới điện 220kV vẫn còn vận hành hình tia mạch đơn như tuyến dây Hà Tĩnh - Quảng Bình, Đà Nẵng - Huế, Nam Định - Thái Bình, Cai Lậy - Vĩnh Long, Rạch Giá - Bạc Liêu với chiều dài đường dây khá lớn tính từ nguồn nên độ

an toàn và chất lượng cung cấp điện chưa được đảm bảo

Trong năm 2008 trên cả ba miền đã đóng điện nghiệm thu đưa vào vận hành nhiều công trình đường dây và trạm 220kV, 110 kV góp phần to lớn trong việc đảm bảo cung cấp điện và về cơ bản giải quyết vấn đề quá tải, điện áp thấp trên lưới truyền tải

Lưới điện miền Bắc, các đường dây và MBA 220kV đóng điện năm 2008 chủ yếu phục vụ việc đóng điện cho các NMĐ Tuyên Quang, Sơn Động và cải thiện việc cung cấp điện cho khu vực Hải Phòng, Thái Nguyên; các công trình mới bao gồm:

cấp điện cho công trình trọng điểm Nhà máy lọc dầu Dung Quất, khắc phục tình trạng đầy tải các máy biến áp của một số trạm 110kV Cải tạo sơ đồ, nâng dung lượng 2 trạm biến áp 220kV và 10 trạm biến áp 110kV

Lưới điện miền Nam trong năm 2008 đã có hàng loạt các hạng mục đầu tư mới, nâng cấp và cải tạo để đáp ứng nhu cầu gia tăng phụ tải Giải quyết được các vấn đề về quá tải, điện áp thấp khu vực miền Tây, hạn chế việc huy động các nguồn điện Gas Turbine, Diesel Giải tỏa công suất các NMĐ Cà Mau 1 & 2, Nhơn Trạch 1; các hạng mục chính gồm:

Mỹ 1 – Mỹ Tho 2 vào đến DCL 271-7 NMĐ Nhơn Trạch 1

Nhơn Trạch 1 vào đường dây 220kV Phú Mỹ 1 – Mỹ Tho 2

500kV Ô Môn – Nhà Bè (đoạn Ô Môn – Cai Lậy vận hành tạm 220kV) đấu nối vào sân phân phối 220kV NMĐ Ô Môn

Bè (đoạn Ô Môn – Cai Lậy) vận hành tạm 220kV Ngày 12/06 đấu nối đường dây này vào đường dây 220kV Phú Lâm – Cai Lậy mạch 1

Cà Mau – Rạch Giá

Giá 2 – NMĐ Cà Mau, đủ cả 3 mạch Rạch Giá 2 – Cà Mau, có thể phát hết công suất cụm NMĐ Cà Mau 1 & Cà Mau 2

được quá tải đường dây 110kV Hóc Môn – Vĩnh Lộc – Phú Lâm, giảm bớt công suất qua các MBA 220/110 trạm Hóc Môn – Phú Lâm

Tổng hợp khối lượng đường dây và trạm biến áp 500kV, 220kV, 110kV ba miền Bắc, Trung, Nam đến cuối năm 2008 được trình bày trong bảng 1.1, 1.2 và 1.3

mạch nhị thứ, tác động chưa rõ nguyên nhân ) nhìn chung đã được các đơn vị phối hợp kiểm tra, xử lý kịp thời

Tuy vậy, hệ thống các thiết bị rơle bảo vệ còn một số tồn tại sau:

khoảng cách có kênh truyền), độ tin cậy của bảo vệ đường dây phụ thuộc không chỉ vào thiết bị rơle bảo vệ, độ chính xác của biến dòng, biến áp đo lường mà cả thiết bị thông tin

riêng biệt, cụ thể: kênh truyền cáp quang sử dụng cho bảo vệ so lệch và kênh truyền PLC sử dụng cho bảo vệ khoảng cách Riêng đoạn đường dây 500kV Phú Lâm – Tân Định – Di Linh hiện tại kênh truyền PLC vẫn chưa hoàn thiện nên các bảo vệ so lệch và khoảng cách phải sử dụng chung kênh truyền cáp quang

dự phòng như MBA AT1, AT2 Hòa Bình, AT2 Đà Nẵng, AT2 Pleiku Tháng 12/2008 tại trạm Phú Lâm mới lắp đặt bảo vệ quá dòng cho MBA 500kV AT1, AT2

Hoạt động của hệ thống rơ le bảo vệ tại các HTĐ miền nhìn chung đều đảm bảo tin cậy, tác động khi có sự cố xảy ra Các sự cố trên lưới 110kV, 220kV hầu như tác động cắt sự cố với thời gian nhỏ hơn 0,5s Trừ các sự cố ở thiết bị phân phối

phía trung áp thì thời gian tác động có khi kéo dài đến 2s (để đảm bảo chọn lọc)

b Hệ thống sa thải phụ tải theo tần số

Hệ thống rơle tần số thấp hiện đại đã được lắp đặt và đưa vào vận hành trên toàn hệ thống điện Việt Nam vào năm 2002 Tất cả các rơle đều là loại kỹ thuật số (digital) hoặc rơle tĩnh (static), có độ chính xác cao và hoạt động tin cậy Các rơle tần số được chỉnh định từ 49.0Hz đến 47.4Hz (riêng trong HTĐ miền Nam dùng cấp thấp nhất là 47.8Hz) với các mức chênh lệch 0,2 Hz và thời gian trễ 0s Các cấp

sa thải tức thời này đóng vai trò quyết định trong việc ngăn chặn sụp đổ tần số xuống dưới mức 47.5Hz (đây là tần số mà một vài tổ máy trong lưới sẽ phải tách ra vận hành độc lập)

Tại các Điện lực khu vực Tây Nam bộ và Cao nguyên (Đồng Tháp, Cần Thơ, Hậu Giang, Cà Mau, An Giang, Sóc Trăng, Trà Vinh, Vĩnh Long, Tiền Giang, Lâm Đồng, Bình Thuận và Ninh Thuận) có đặt rơ le tần số thấp tác động theo độ dốc tần

số Hệ thống sa thải phụ tải thông thường đã góp phần hữu hiệu ngăn chặn rã lưới trong các sự cố nguồn, lưới, thiếu nguồn Trong năm 2008 hệ thống sa thải phụ tải

đã hoạt động 145 lần, trong đó có 87 lần do thiếu nguồn cao điểm và 35 lần do sự

cố nguồn và 23 lần do sự cố trên hệ thống điện

Qua thực tế vận hành, ở mức tần số 49,0Hz, hầu hết các rơ le tần số thấp trên toàn HTĐ Quốc gia cắt không đủ lượng phụ tải yêu cầu theo chương trình sa thải phụ tải theo tần số ban hành kèm theo công văn số 265-EVN/ĐĐQG-PT ngày 29/07/1999 (5% phụ tải), nhiều tuyến có mức sa thải là 49,0Hz không tác động

Hệ thống sa thải phụ tải khẩn cấp đầu nguồn 110kV được đặt cho cả 3 miền

để đảm bảo an toàn HTĐ khi bị sự cố nghiêm trọng

c Hệ thống sa thải đặc biệt

Đến năm 2008, hệ thống sa thải phụ tải đặc biệt được triển khai ở lưới điện miền Bắc và miền Nam, phản ứng theo độ dốc tần số và trào lưu công suất tại các trạm 500kV Hoà Bình và Phú Lâm, được tự động giám sát liên tục và khi mức trao đổi công suất lên cao (trên 500MW) thì hệ thống này sẽ sẵn sàng hoạt động Nếu xảy ra mất công suất ở mức 450 MW trở lên thì rơle tần số hoạt động dựa theo tốc

độ suy giảm tần số đã đặt và đưa lệnh cắt

Hệ thống sa thải đặc biệt (STĐB) được lắp đặt tại 8 trạm 220kV HTĐ Miền Bắc gồm: Trạm 220kV Hải Phòng, Ninh Bình, Việt Trì, Phố Nối, Thái Nguyên, T220kV Hà Đông, Mai Động và trạm 110 kV Đông Anh với công suất cắt lớn nhất đạt 995 MW sa thải trực tiếp phụ tải 110 kV

d Hệ thống tự động khác

Trên HTĐ 500kV còn nhiều bộ liên động chống sự cố gây mất ổn định và chống quá áp khi sự cố Các mạch liên động theo trạng thái máy cắt và liên động có khoá trên đường dây 500kV đã được thay đổi để đảm bảo yêu cầu vận hành an toàn

ổn định của hệ thống trong các chế độ vận hành hiện tại

Trong năm 2008 vận hành ổn định mạch tách đảo dùng 2 tổ máy Hoà Bình (M3, M4) cung cấp cho một số phụ tải quan trọng của thủ đô Hà Nội

Mạch tự động sa thải nguồn các tổ máy thuộc NMĐ Hiệp Phước, Phú Mỹ 4, Phú Mỹ 2.2, Phú Mỹ 3 khi sự cố ĐD500kV Nhà Bè - Phú Lâm được đưa vào vận hành trong năm 2007 Mạch liên động chống sự cố 2 MBA 500kV trở thành phần tử

truyền tải của ĐD500kV đối với sơ đồ lục giác khi bị hở tại trạm 500kV Đà Nẵng

đã đưa vào làm việc tháng 12/2007 Tương tự tính toán đề xuất phương án xử lý đối với sơ đồ lục giác tại trạm 500kV Phú Lâm

Việc thiết kế “Hệ thống mạch sa thải đặc biệt các tổ máy phát khu vực miền Nam” khi đưa các NMĐ Cà Mau 1, Cà Mau 2, Nhơn Trạch, Ô Môn vào vận hành

đã được tiến hành và sẽ được lắp đặt trong năm 2009 Hệ thống mạch sa thải này sẽ làm việc khi một số đường dây hoặc máy biến áp tại khu vực miền Tây Nam Bộ bị

sự cố, sẽ tiến hành sa thải bớt công suất của các nhà máy trên để tránh quá tải các đuờng dây còn lại

e Hệ thống SCADA/EMS

Tín hiệu SCADA/EMS tại Trung tâm điều độ HTĐ Quốc gia bao gồm: tín hiệu đo lường TM (P, Q, U, I, TAP, Hz của đường dây, máy biến áp, tổ máy phát, thanh cái); TS (trạng thái đóng mở của máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa) và cảnh báo của các nhà máy điện, các Trạm 500kV và các Trạm 220kV

Nhà máy và trạm 500kV lấy tín hiệu trực tiếp từ trạm về còn trạm 220kV và 110kV được lấy tín hiệu qua các Điều độ Miền

Các nhà máy: đa số đã có tín hiệu SCADA, trừ một số nhà máy điện ngoài ngành như Amata, Bourbon, Cần Đơn… Hệ thống SCADA của các nhà máy điện

đã được bổ sung tín hiệu để đảm bảo phục vụ thị trường điện cạnh tranh nội bộ

Trạm 500kV: các trạm cũ như Hoà Bình, Hà Tĩnh, Đà Nẵng đã có đủ các tín hiệu Các trạm mới như Tân Định, Di Linh đã có tín hiệu đầy đủ, trạm Nhà Bè tín hiệu chưa ổn định, trạm Nho Quan và Thường Tín chưa có tín hiệu về Trạm Phú

Mỹ, Nhà Bè còn thiếu nấc đặt của các MBA, hiện đang đề nghị nhà thầu bổ sung

Trạm 220kV: hầu hết các trạm đã có đủ tín hiệu trừ một số phần tử bổ sung sau này thuộc Điều độ miền Bắc

Nhận xét chung:

cố lớn hư hỏng phần cứng như hỏng máy chủ RDAS của A0, hỏng máy chủ HIS và ICCP của A3

thống SCADA dự phòng vào làm việc đảm bảo cung cấp thông tin SCADA phục vụ điều hành hệ thống điện

gần tới giới hạn gây khó khăn cho việc mở rộng hệ thống SCADA khi

hệ thống điện phát triển

kiểm tra hiệu chỉnh để đảm bảo độ chính xác

1.3.2.4 Nhận xét và kiến nghị

Tuy luới điện truyền tải Việt Nam đã có bước phát triển rất nhanh về số lượng, đồng thời cũng cải tạo để nâng cao khả năng mang tải nhưng vẫn chưa đáp ứng được chế độ N-1 Ở chế độ vận hành bình thường nhiều đường dây và MBA đã đầy tải Khi có sự cố một phần tử trong hệ thống điện nguy cơ dẫn đến sự cố diện

rộng rất cao

Từ các số liệu và những phân tích ở trên tác giả xin đề xuất một số kiến nghị

về phát triển cơ sở hạ tầng của lưới điện truyền tải như sau:

Lưới điện 500kV:

thải đặc biệt, các bộ tự động chống sự cố trên hệ thống 500kV và HTĐ miền nhằm tránh tối đa khả năng lan rộng sự cố dẫn đến tan rã hệ thống cũng như rút ngắn thời gian khắc phục khi có sự cố xảy ra

500kV Thường Tín, Nho Quan, ĐD & MBA 500kV Quảng Ninh - Thường Tín nhằm đảm bảo cấp điện khu vực duyên hải phía Bắc khi sự

cố một tổ máy lớn 300MW (Phả Lại 2, Uông Bí mở rộng)

PlêiKu để khai thác tối đa nguồn thuỷ điện khu vực Tây Nguyên

điện diện rộng trong trường hợp sự cố một mạch đường dây khi truyền tải cao trên hai mạch ĐD 500kV Bắc – Nam gây quá tải nặng và mất nốt mạch còn lại

220kV HTĐ miền Bắc, hệ thống sa thải nguồn khi sự cố ĐD 500kV Nhà Bè – Phú Lâm làm việc tin cậy

thống sa thải nguồn vào làm việc theo tiến độ EVN đã phê duyệt

HTĐ Miền Bắc:

Hà Giang cần sớm đưa các thiết bị (SVC, TBD) tại đường dây 220kV

Hà Giang - Thái Nguyên vào vận hành để giữ điện áp các trạm trong giới hạn cho phép, nâng cao khả năng chuyên tải công suất và ổn định

thế toàn bộ rơ le cơ, rơ le tĩnh đã vận hành lâu năm; bổ sung bảo vệ so lệch thanh cái tại các trạm còn thiếu; bổ sung rơ le tự động đóng lại tại các lộ đường dây; cần thay thế một số bảo vệ quá dòng không hướng tại các lộ đường dây

quan tâm nâng cao chất lượng kênh truyền, đảm bảo phục vụ công tác vận hành và truyền số liệu SCADA

giải pháp khôi phục các tuyến thông tin có chất lượng xấu

Quan, Thường Tín

HTĐ Miền Trung:

vụ công tác và xử lý sự cố trên lưới truyền tải, kiến nghị đẩy nhanh tiến

độ đưa các công trình sau vào vận hành: ĐD 220kV Đồng Hới – Huế,

ĐD 220 Quy Nhơn – Quảng Ngãi, ĐD 220 Nha Trang – Tuy Hòa, ĐD

220 Sesan 3 – Sesan 3A; ĐD 110kV Đồng Hới – Đông Hà mạch 2; MBA 220 AT3 Huế, MBA 220 AT3 Hòa Khánh, Trạm biến áp 220 Tuy Hòa

MBA 220 KrongBuk (63+125MVA lên 2x125MVA)

trạm trên trục truyền tải

hợp thời gian cho bảo vệ ở đầu nguồn có thời gian tác động lớn và rất khó khăn cho sự phối hợp bảo vệ rơ le Mặt khác trên lưới điện miền Trung có nhiều vị trí có dòng ngắn mạch quá nhỏ, độ nhạy của bảo vệ quá dòng/chạm đất không cao

kiến nghị với EVN ra quy định về việc thu thập dữ liệu sự cố từ các rơle trên lưới để phân tích sự cố nhanh chóng và chính xác

cấp điều độ miền để kiểm tra phối hợp, tránh bảo vệ tác động vượt cấp

HTĐ Miền Nam:

mạch tăng cao trên HTĐ 220kV miền Nam vượt quá khả năng cắt của

MC tại các trạm Phú Mỹ, Nhà Bè, Phú Lâm, Hóc Môn, Long Bình (lắp đặt kháng điện để giảm dòng ngắn mạch), nhằm giải tỏa tình trạng vận hành tách thanh cái 220kV tại trạm Phú Lâm và trạm 220kV Phú Mỹ 1

giảm bớt tải trên các đường dây 110kV Rạch Giá 2 - Châu Đốc, Trà Nóc - Phát Thanh Nam Bộ , nâng cao độ ổn định và chất lượng điện áp cung cấp điện cho khu vực tỉnh An Giang và các tỉnh lân cận

220kV Phan Thiết và đường dây 220kV Hàm Thuận - Phan Thiết, nhằm giải tỏa quá tải máy biến áp 3T Nhà máy Hàm Thuận và đường dây 110kV Gas Bà Rịa - Bà Rịa - Long Đất

nhằm giải tỏa quá tải MBA 3T Hàm Thuận

Viễn thông phục vụ vận hành HTĐ:

vụ cho công tác vận hành và kênh truyền cho các bảo vệ và liên động của ĐD 500kV Cần nhanh chóng hoàn chỉnh kênh truyền của bảo vệ trên HTĐ 500kV khi đưa ĐD 500kV Bắc - Nam mạch 2 vào vận hành: trong năm 2007 vẫn còn nhiều cảnh báo kênh truyền hoặc nhiễu kênh truyền thông tin của bảo vệ F87 và F21dẫn đến bảo vệ đường dây tác động sai

HTĐ riêng cho các đơn vị Điều độ

1.3.2 Quy hoạch phát triển lưới điện truyền tải tới 2025

1.3.2.1 Quy hoạch phát triển lưới điện 500kV

a Một số công trình 500kV dự kiến đi vào vận hành từ nay đến năm 2010 Phát triển lưới 500kV đấu nối các NMĐ than miền Bắc, đấu nối các thuỷ điện trên sông Đà trong đó có thuỷ điện Sơn La, đấu nối cụm nhiệt điện chạy khí ở

Ô Môn; các công trình dự kiến vào vận hành trong giai đoạn này gồm có:

- Đường dây Sơn La – Hòa Bình dài 180km và Sơn La – Nho Quan dài 240km năm 2010

- Đường dây Sơn La – Sóc Sơn dài 200km, năm 2010

- Trạm 500kV PiToong Sơn La, 2x450MVA, năm 2010

- Trạm 500kV Sóc Sơn, 1x900 MVA, năm 2010

- Đường dây mạch kép Quảng Ninh – Mông Dương dài 25km, năm 2010

- Đường dây mạch kép Quảng Ninh – Thường Tín dài 152km , năm 2009

- Trạm 500kV Quảng Ninh, 450MVA, đồng bộ với NĐ Quảng Ninh I (tổ máy 2 và 3), năm 2009

- Đường dây 500kV Quảng Ninh – Sóc Sơn dài 180km, năm 2010

- Trạm 500kV Dốc Sỏi, 450MVA, năm 2006-2007

- Trạm 500kV Đắc Nông, 2x450MVA năm 2009

- Đường dây Phú Mỹ – Song Mây – Tân Định dài 103km, năm 2007

- Trạm 500kV Tân Định (máy 2- 450MVA) vận hành năm 2007

- Trạm 500kV Song Mây, 600MVA, năm 2008

- Trạm 500kV Di Linh 1x450MVA, khoảng 40 km đường dây 500kV được xây dựng và được đưa vào vận hành đồng bộ với nhà máy thuỷ điện Đại Ninh (cuối năm 2007)

- Đường dây 500kV Ô Môn – Nhà Bè (152km) và Ô Môn – Phú Lâm (155 km) để tạo mối liên hệ mạch vòng giữa Trung tâm nhiệt điện khí Ô Môn với khu vực trung tâm của HTĐ miền Nam, và trạm biến áp 500/220 kV

Ô Môn (450 MVA)

b Các công trình 500kV dự kiến giai đoạn 2011 - 2015

Giai đoạn này các cụm nhà máy phát huy hết quy mô công suất là: Sơn La 2400MW, Ô Môn 3400 MW và Mông Dương II 1000MW Mặt khác sẽ nhập khẩu điện từ Lào và Trung Quốc (với tổng công suất khoảng 2700MW) Các công trình lưới điện 500kV sẽ được xây dựng trong giai đoạn này là:

- Đường dây 500kV mạch kép Lai Châu – Sơn La, dài 180km, để đấu nối NMTĐ Lai Châu vào hệ thống, năm 2013

- Tại trung tâm nhiệt điện khí Ô Môn, Ô Môn 2 và 4 phát lên lưới 500kV

- Liên kết với lưới điện của Lào qua đường dây 500kV Bản Sok – PleiKu dài 180km

Đến 2015, hệ thống điện miền Bắc sẽ có mạch vòng 500kV Sơn La – Hòa Bình – Nho Quan – Thường Tín – Quảng Ninh – Sóc Sơn – Sơn La, còn hệ thống điện miền Nam sẽ xuất hiện mạch vòng 500kV Phú Lâm – Nhà Bè – Phú Mỹ – Song Mây – Tân Định – Hoc Môn – Phú Lâm đảm bảo cung cấp điện an toàn tin cậy cho các trung tâm tiêu thụ điện lớn nhất của cả nước nằm trong khu vực trọng điểm kinh tế Đông Bắc Bộ và Đông Nam Bộ

c Các công trình 500kV dự kiến giai đoạn 2016 - 2020

Trong giai đoạn này tại khu vực Bắc Trung Bộ sẽ xây dựng thêm 2.400 MW tại trung tâm nhiệt điện Nghi Sơn (Thanh Hóa) và Vũng Áng (Hà Tĩnh) với tổng công suất của hai trung tâm này là 6.600 MW Kết cấu lưới 500kV giai đoạn này chủ yếu là đấu nối trung tâm NĐ Nghi Sơn và Vũng Áng vào hệ thống 500kV và hình thành mạch 500kV thứ 3 từ Nghi Sơn – Thái Bình còn NĐ Nghi Sơn 2, Nghi Sơn 3 sẽ phát lên 500kV và đấu transit trên đường dây 500kV Hà Tĩnh – Nho Quan Trung tâm NĐ Vũng Áng sẽ có 5 tổ máy 600MW (tổng công suất 3.000MW), phát lên 500kV và đấu tranzit trên hai mạch đường dây 500kV Hà Tĩnh - Đà Nẵng

Tại miền Nam, sẽ xây dựng 2 cụm nhiệt điện tại các tỉnh Trà Vinh (3000MW) và Sóc Trăng (1.200MW) Để đấu nối các cụm nhiệt điện than này cần xây dựng đường dây 500kV Trà Vinh – Mỹ Tho (2 mạch ) và Sóc Trăng – Ô Môn

Tại khu vực Nam Trung Bộ, lưới điện 500kV được phát triển chủ yếu nhằm giải phóng công suất từ các nhà máy điện hạt nhân công suất 4.000MW đến khu vực thành phố Hồ Chí Minh với chiều dài gần 300km Để đảm bảo tiêu chí (n-1), cần thiết phải xây dựng 2 đường dây 500kV mạch kép với tiết diện 4x330 mm2 từ NMĐ nguyên tử 1 về trạm 500kV Tân Định và Song Mây, đồng thời xây dựng đường dây 500kV nối Di Linh – NMĐ nguyên tử 1 với chiều dài 95km Nhà máy thuỷ điện tích năng với qui mô công suất 600MW năm 2020 sẽ được đấu tranzit trên đường dây 500kV NMĐ hạt nhân – Nha Trang Để đảm bảo an toàn cấp điện cho khu vực Bình Định – Khánh Hòa và nâng cao độ tin cậy vận hành hệ thống 500kV Trung – Nam, sẽ khép mạch 500kV thứ 3 (Dốc Sỏi – Nha Trang – PSPP miền Nam – Điện hạt nhân 1)

Lưới điện 500kV liên kết với các nước láng giềng như Trung Quốc, Lào và CamPuChia cũng được xem xét

d Các công trình dự kiến giai đoạn 2021 - 2025

Công suất tăng cường cho HTĐ miền Bắc chủ yếu là nguồn nhiệt điện chạy than nhập, khoảng 7.000MW xây dựng tại các địa điểm: Quảng Ninh, Thái Bình, Nam Định, do vậy cần tăng cường thêm một mạch đường dây 500kV Quảng Ninh – Sóc Sơn

Khu vực Trung Trung Bộ sẽ xây dựng thêm 5.000MW tại Đà Nẵng và Quảng Trị, công suất của NMĐ Quảng Trị sẽ được phát lên lưới 500kV

Khu vực Nam Trung Bộ hoàn thành NMĐ hạt nhân 2 có công suất 4.000MW, để đảm bảo tiêu chí (n-1) cần thiết phải xây dựng thêm 2 đường dây 500kV mạch kép từ NMĐ hạt nhân 2 về trạm 500kV Mỹ Phước (tỉnh Bình Dương)

và trạm 500kV Tây bắc của thành phố Hồ Chí Minh

Tại miền Nam, cụm nhiệt điện than Sóc Trăng vào hết công suất 3.000MW, với 4 mạch 500kV từ Mỹ Tho về đảm bảo sẽ tải hết công suất dư thừa từ khu vực miền Tây Nam Bộ về thành phố Hồ Chí Minh

1.3.2.2 Quy hoạch phát triển lưới điện 110kV và 220kV

Theo Tổng sơ đồ VI đã được Thủ tướng phê duyệt thì lưới truyền tải Việt Nam 110 – 220kV sẽ được phát triển theo hướng nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm tổn thất điện năng, bảo đảm huy động thuận lợi các nguồn điện hiện có và dự kiến

Lưới điện 110 – 220kV phải đảm bảo vận hành tin cậy, an toàn đồng thời cũng phải nâng cao tính linh hoạt và mức độ dự trữ, chất lượng điện năng cung cấp cho phát triển kinh tế phải được đảm bảo ổn định theo các tiêu chuẩn Đặc biệt phải chú trọng công tác cung cấp điện cho các trung tâm kinh tế trọng điểm như: Hà Nội, Vĩnh Phúc, Hải Dương, Bắc Ninh, Hải Phòng, Quảng Ninh ở phía Bắc; TP Hồ Chí Minh, Đồng Nai, Bình Dương, Bà Rịa – Vũng Tàu ở phía Nam và trục phát triển Đà Nẵng – Chu Lai – Dung Quất ở Nam Trung Bộ Đối với thủ đô Hà Nội, thành phố

Hồ Chí Minh và các trung tâm công nghiệp phụ cận, nơi có mật độ phụ tải rất cao thì dung lượng các trạm biến áp 220kV tại các khu vực này được thiết kế mới và cải tạo mở rộng tới qui mô 2,3 máy 250MVA, còn các khu vực khác qui mô trạm 220kV tới 1-2 máy 250MVA

Mặt khác cần phải nâng cao độ tin cậy và an toàn cung cấp điện cho lưới điện 110 – 220kV theo tiêu chuẩn n-1 Khi thiết kế và xây dựng nhất thiết phải tính đến sự phát triển của phụ tải trong vòng từ 10 đến 15 năm tiếp theo Đồng thời cũng phải nghiên cứu các biện pháp để nâng cao khả năng tải của lưới điện như: tăng tiết diện dây dẫn, phân pha, áp dụng các công nghệ vật liệu mới

Bảng 1.4 Tổng hợp khối lượng xây dựng lưới điện truyền tải tới 2025 theo TSĐ-VI

“nông” Do vậy việc quy định yêu cầu kỹ thuật của các thiết bị phía khách hàng khi đấu nối vào lưới điện truyền tải là rất cần thiết để đảm bảo cho hệ thống điện vẫn bảo đảm vận hành an toàn, tin cậy và hiệu quả trong quá trình phát triển

Chương này sẽ trình bày và phân tích để làm rõ các yêu cầu kỹ thuật cơ bản đối với thiết bị của khách hàng khi đấu nối vào lưới điện truyền tải

2.1 Điểm đấu nối và ranh giới phân định tài sản, vận hành

2.1.1 Điểm đấu nối

Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện của khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải vào lưới điện truyền tải

Vị trí điểm đấu nối được xác định như sau:

- Đấu nối nhà máy điện vào lưới điện truyền tải: điểm đấu nối được xác định tại dao cách ly đầu vào của ngăn lộ đấu máy phát vào thanh cái của đường dây đấu nối tại sân phân phối của nhà máy điện Trường hợp sân phân phối nhà máy điện có đấu nối với nhà máy điện khác hoặc với lưới điện của công ty phân phối điện, điểm đấu nối được xác định là vị trí dao cách ly phía cao áp của máy biến áp lực của nhà máy điện;

- Đấu nối lưới điện, thiết bị điện của các đơn vị phân phối và khách hàng

sử dụng điện vào lưới điện truyền tải: điểm đấu nối được xác định tại dao cách ly phía đường dây đấu nối tại trạm biến áp đấu nối;

- Trong một số trường hợp có thể có sự thỏa thuận riêng giữa đơn vị truyền

tải với khách hàng sử dụng lưới truyền tải về điểm đấu nối thì phải được Cục Điều tiết điện lực thông qua

Điểm đấu nối có vai trò rất quan trọng, vì đây chính là nơi phân định tài sản giữa đơn vị truyền tải và khách hàng vì vậy nó phải được mô tả chi tiết bằng các bản vẽ, sơ đồ, thuyết minh có liên quan trong thoả thuận đấu nối

2.1.2 Ranh giới phân định tài sản và vận hành

Việc phân định ranh giới tải sản giữa bên truyền tải và khách hàng nhằm các mục đích sau:

- Tính toán phí đấu nối;

- Phạm vi đầu tư trang thiết bị của mỗi bên;

- Phạm vi quản lý, vận hành và bảo dưỡng

Tài sản đấu nối là tài sản nối lưới điện của đơn vị sử dụng lưới truyền tải tại điểm đấu nối Đối với tất cả các đơn vị sử dụng lưới thì ranh giới tài sản cố định sẽ

là ranh giới pháp lý tài sản đấu nối mà công ty truyền tải điện có quyền chiếm giữ

2.2 Các yêu cầu kỹ thuật đối với thiết bị đấu nối

2.2.1 Điều kiện chung để đấu nối vào lưới điện truyền tải

Các yêu cầu chung đối với khách hàng đấu nối vào lưới điện truyền tải bao gồm các điều kiện sau:

a Việc đấu nối trang thiết bị điện, lưới điện và nhà máy điện của khách hàng vào lưới điện truyền tải trước hết phải tuân theo quy hoạch phát triển điện lực

đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt

b Nếu đấu nối của khách hàng nằm ngoài quy hoạch phát triển điện lực đã được duyệt, khi nhận được đề nghị đấu nối của khách hàng, đơn vị truyền tải điện

có trách nhiệm thông báo cho bên đề nghị đấu nối và Cục Điều tiết điện lực về đề nghị đấu nối ngoài quy hoạch Khách hàng đề nghị đấu nối có trách nhiệm lập hồ sơ

bổ sung quy hoạch và trình cơ quan nhà nước có thẩm quyền xem xét, cho phép bổ sung quy hoạch phát triển điện lực trước khi thực hiện các thỏa thuận đấu nối

c Về mặt hồ sơ pháp lý đơn vị truyền tải điện và khách hàng phải có thỏa

thuận đấu nối bằng văn bản, bao gồm những nội dung chính sau:

d Đơn vị truyền tải điện cũng có quyền từ chối đề nghị đấu nối nếu trang thiết bị, lưới điện của khách hàng đề nghị đấu nối không đáp ứng các tiêu chuẩn kỹ thuật quy định hoặc đề nghị đấu nối không đúng với quy hoạch phát triển điện lực

đã được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt

e Đơn vị truyền tải điện có quyền tách đấu nối của khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải ra khỏi lưới điện truyền tải nếu có bằng chứng về khách hàng vi phạm các tiêu chuẩn kỹ thuật và tiêu chuẩn vận hành theo Quy định hệ thống truyền tải hoặc các vi phạm quy định về an toàn, kỹ thuật vận hành trên các tài sản của khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể gây ảnh hưởng đến an toàn vận hành lưới điện truyền tải

f Trong trường hợp khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là đơn vị phát điện có nhu cầu thay đổi thiết bị thuộc phạm vi quản lý của mình có thể gây ảnh hưởng đến vận hành an toàn các thiết bị điện của đơn vị truyền tải điện tại điểm đấu nối thì khách hàng phải thông báo và được sự đồng ý của đơn vị truyền tải điện trước khi thực hiện

g Trường hợp khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là đơn vị phân phối điện hoặc khách hàng sử dụng điện có đấu nối trực tiếp với lưới điện truyền tải có nhu cầu thay đổi sơ đồ kết lưới trong phạm vi quản lý của mình có liên quan đến điểm đấu nối có thể gây ảnh hưởng đến vận hành an toàn các thiết bị điện của đơn

vị truyền tải điện tại điểm đấu nối, đơn vị phân phối hoặc khách hàng sử dụng điện

có đấu nối trực tiếp với lưới điện truyền tải phải thông báo và được sự chấp thuận của đơn vị truyền tải điện trước khi thực hiện Những thay đổi liên quan đến điểm đấu nối phải được cập nhật trong hồ sơ về điểm đấu nối

h Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm lưu trữ các số liệu về chế độ làm việc, công tác vận hành, duy tu, bảo dưỡng và các sự cố trên các

phần tử thuộc phạm vi quản lý của mình phía sau điểm đấu nối trong thời gian quy định Khi đơn vị truyền tải điện có yêu cầu, khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp đầy đủ các thông tin cần thiết liên quan đến sự cố xảy ra trên các phần tử thuộc phạm vi quản lý của mình phía sau điểm đấu nối

2.2.2 Yêu cầu đối với thiết bị của khách hàng

Máy cắt của khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có liên hệ trực tiếp với điểm đấu nối và các hệ thống bảo vệ, điều khiển, đo lường đi kèm phải có đủ khả năng đóng cắt dòng điện ngắn mạch lớn nhất có thể xảy ra tại điểm đấu nối do đơn

vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán, xác định

Tất cả các thiết bị trực tiếp đấu nối vào lưới điện truyền tải phải có đủ khả năng chịu đựng dòng ngắn mạch lớn nhất có thể xảy ra tại điểm đấu nối theo tính toán và thông báo của đơn vị truyền tải và vận hành hệ thống điện về giá trị dòng ngắn mạch lớn nhất có thể xảy ra tại điểm đấu nối có trong quy hoạch phát triển điện lực quốc gia đã được phê duyệt

Máy cắt thực hiện thao tác tại điểm đấu nối với lưới điện truyền tải phải được trang bị hệ thống kiểm tra đồng bộ nếu hai phía máy cắt đều có nguồn điện và được trang bị dao cách ly kèm theo các phương tiện khoá liên động để đảm bảo an toàn khi sửa chữa, bảo dưỡng thiết bị, trừ trường hợp có thoả thuận khác với đơn vị truyền tải điện

2.2.3 Yêu cầu đối với hệ thống bảo vệ rơ le

Trong hệ thống lưới điện truyền tải thì hệ thống bảo vệ rơ le đóng vai trò cực

kỳ quan trọng, nó đảm bảo cho các thiết bị trọng yếu như đường dây, máy biến áp, máy phát điện,…và toàn bộ lưới điện làm việc an toàn Các thiết bị bảo vệ có nhiệm

vụ phát hiện và loại trừ càng nhanh càng tốt các phần tử sự cố ra khỏi lưới để có thể ngăn chặn và hạn chế đến mức thấp nhất những hậu quả của sự cố trong đó phần lớn là các dạng ngắn mạch Để thực hiện được các chức năng và nhiệm vụ quan trọng vừa nêu, thì hệ thống rơ le bảo vệ phải đáp ứng được các yêu cầu cơ bản: độ tin cậy, độ tác động nhanh, độ nhạy và tính chọn lọc khi loại trừ sự cố

Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thiết kế, lắp đặt và thử nghiệm hệ thống bảo vệ rơ le trong phạm vi lưới điện của mình nhằm đạt được các yêu cầu về tác động nhanh, độ nhạy, độ tin cậy và tính chọn lọc khi loại trừ sự

cố Việc phối hợp trang bị, lắp đặt các thiết bị bảo vệ rơle cho điểm đấu nối phải được thỏa thuận giữa đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, đơn vị truyền tải điện và khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải

Thiết bị bảo vệ rơ le của khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải và đơn vị truyền tải điện có liên quan đến điểm đấu nối phải được chỉnh định theo phiếu do đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ban hành

Trong trường hợp thiết bị bảo vệ của khách hành sử dụng lưới điện truyền tải được yêu cầu kết nối với thiết bị bảo vệ của đơn vị truyền tải điện thì các thiết bị này phải đáp ứng được các yêu cầu của đơn vị truyền tải điện về giao thức kết nối

Khách hàng phải trang bị bảo vệ chống máy cắt từ chối tại tất cả các máy cắt của mình có liên hệ với điểm đấu nối Khi máy cắt nối trực tiếp với điểm đấu nối không cắt được sự cố thì bảo vệ chống máy cắt từ chối phải khởi động cắt không trì hoãn tất cả các máy cắt liên quan với điểm sự cố trong vòng 60ms tiếp theo Trong một số trường hợp lưới điện của khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải bị sự cố, thiết bị bảo vệ rơ le trong lưới điện của khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có thể được phép gửi lệnh đi cắt các máy cắt trên lưới điện truyền tải nhưng phải được

sự chấp thuận của đơn vị truyền tải điện và cấp điều độ có quyền điều khiển đối với các máy cắt này và phải được ghi trong thỏa thuận đấu nối

Nhà máy điện phải được trang bị hệ thống hoà đồng bộ chính xác Tổ máy phát điện phải được trang bị bảo vệ chống mất kích từ và bảo vệ chống trượt cực từ

Phạm vi và cách bố trí các thiết bị bảo vệ rơ le cho tổ máy phát, máy biến áp, thanh cái và đường dây đấu nối vào lưới điện truyền tải phải đáp ứng theo Quy định

về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống bảo vệ rơ le và tự động hóa trong nhà máy điện, trạm biến áp

Dưới đây là một số yêu cầu kỹ thuật cũng như các cấu hình yêu cầu của hệ thống rơ le bảo vệ của khách hàng đấu nối vào lưới điện truyền tải

Độ tin cậy không tác động (security) là mức độ chắc chắn rằng rơ le hoặc hệ thống rơ le sẽ không làm việc sai hay chính là khả năng tránh làm việc nhầm ở chế

độ vận hành bình thường hoặc sự cố xảy ra ngoài phạm vi bảo vệ

Trong thực tế độ tin cậy tác động có thể kiểm tra được một cách dễ dàng bằng tính toán và thực nghiệm, còn độ tin cậy không tác động rất khó kiểm tra vì tập hợp các trạng thái vận hành và tình huống bất thường dẫn đến tác động sai của bảo vệ không thể lường trước được

Đối với lưới điện truyền tải, đường dây mang một lượng điện năng rất lớn, nếu sự cố các đường dây này sẽ gây hậu quả nghiêm trọng về an ninh, kinh tế xã hội; hơn nữa chi phí cho thiết bị bảo vệ cũng rất nhỏ so với chi phí đầu tư của lưới điện truyền tải nên để đảm bảo an toàn tối đa thì theo các quy định hiện hành độ tin cậy của hệ thống rơ le bảo vệ của khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải không được nhỏ hơn 99% Để nâng cao độ tin cậy thì yêu cầu các rơ le và hệ thống rơ le phải có kết cấu chắc chắn, công nghệ tiên tiến và đã được thử thách qua thực tế sử dụng, mặt khác cần phải tác động cắt từ hai đầu đường dây để tránh cắt nhầm Để đảm bảo yêu cầu về độ tin cậy theo đúng các quy định hiện hành thì những yêu cầu

cơ bản cho hệ thống bảo vệ rơ le của khách hàng cần tuân theo: