Tổng quan về hệ thống điện việt nam

1. TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHỆ CẦN THƠ
BỘ MÔN ĐIỆN – ĐIỆN TỬ
ĐỀ TÀI
GIỚI THIỆU TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN TẠI
VIỆT NAM
GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN SINH VIÊN NHÓM 5 THỰC HIỆN
NGUYỄN NHỰT TIẾN Trần Minh Sang 1350422
Huỳnh Hữu Tài 1350364
Lâm Việt Thanh 1350362
Lê Chí Tâm 1350278
Cần Thơ, 02/2017

2. Mục lục
I.NGUỒN ĐIỆN .......................................................................................................................3
1.Tổng quan hệ thống điện tại Việt Nam ..............................................................................3
2.Nguồn thủy điện.................................................................................................................5
3.Nhiệt điện...........................................................................................................................9
4.Nguồn năng lượng mặt trời, gió ......................................................................................10
5. Chế độ khai thác..............................................................................................................11
6. Đặc điểm nguồn phát điện tại Việt Nam ........................................................................12
II. LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI..............................................................................................13
1.Đường dây truyền tải ......................................................................................................13
2. Tổn thất điện năng của hệ thống ....................................................................................18
3. Khu vực tiêu thụ..............................................................................................................18
III.TRẠM BIẾN ÁP ...............................................................................................................19
1. Khái niệm .......................................................................................................................19
2. Các trạm biến áp ............................................................................................................19
IV.PHỤ TẢI HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM ......................................................................22
1. Phân tích tình hình tiêu thụ điện tại Việt Nam giai đoạn 2000 – 2014 :.........................22
2. Tương quan Cung – Cầu điện năng ................................................................................29

3. GIỚI THIỆU TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN TẠI VIỆT NAM
I.NGUỒN ĐIỆN :
1.Tổng quan hệ thống điện tại Việt Nam
- Giai đoạn 1954 – 1975: Từ chiến tranh đến thống nhất Đất nước
Trong giai đoạn này, Cơ quan quản lý nhà nước đầu tiên chuyên trách lĩnh vực
điện là Cục Điện lực trực thuộc Bộ Công Thương đã được thành lập. 2 nhà máy
nhiệt điện và thủy điện lớn nhất được xây dựng trong giai đoạn này là Uông Bí và
Thác Bà góp phần quan trọng nâng tổng công suất nguồn điện toàn quốc đạt
1.326,3MW, tăng đến 42 lần so với vẻn vẹn 31,5MW vào tháng 10/1954.
- Giai đoạn 1976 – 1994: Khôi phục và xây dựng nền tảng
+ Ngành Điện đã tập trung phát huy nội lực phát triển nguồn, lưới điện theo quy
hoạch, từng bước đáp ứng đủ nhu cầu điện cho sự nghiệp đổi mới, phát triển đất
nước. Để thực hiện các tổng sơ đồ phát triển điện lực Chính phủ đã phê duyệt,
ngành Điện khẩn trương xây dựng Nhà máy Nhiệt điện Phả Lại (440 MW), Nhà
máy Thủy điện Hòa Bình (1.920 MW), tăng nguồn điện ở miền Bắc lên gần 5 lần,
tạ bước ngoặt lớn về lượng và chất trong cung cấp điện ở miền Bắc. Ở phía Nam,
Nhà máy Thủy điện Trị An (400 MW) đã nâng tổng công suất ở miền Nam lên
1.071,8 MW, đảm bảo nguồn điện cung cấp cho khu vực có mức tăng trưởng cao
nhất trong cả nước.
+ Về lưới điện, hàng loạt các đường dây và trạm biến áp 220 kV như đường dây
220kV Thanh Hóa – Vinh, Vinh – Đồng Hới, đường dây 110kV Đồng Hới – Huế
- Đà Nẵng… cũng được khẩn trương xây dựng và vận hành. Đặc biệt, trong giai
đoạn này, việc hoàn thành đường dây 500 kV Bắc – Nam với tổng chiều dài 1.487

4. km và 4 trạm biến áp 500 kV đã mở ra một thời kỳ mới cho hệ thống điện thống
nhất trên toàn quốc. Đây là giai đoạn vô cùng quan trọng khi mà hiệu quả khai
thác nguồn điện được nâng cao, nhờ đó lực lượng cơ khí điện, lực lượng xây lắp
điện, lực lượng tư vấn thiết kế,… cũng trưởng thành nhanh chóng.
- Giai đoạn 1995 – 2002: Hoàn thiện và phát triển
Thời điểm điện năng được xác định là một ngành kinh tế mũi nhọn, có vai trò
quan trọng trong sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước.
Trong giai đoạn này, nhiều biện pháp huy động vốn trong và ngoài nước được đưa
ra nhằm tăng cường xây dựng và đưa vào vận hành nhiều công trình trọng điểm
như Nhà máy thủy điện Ialy (720 MW), Nhà máy thủy điện Hàm Thuận – Đa mi
(475 MW), nâng cấp công suất Nhà máy nhiệt điện Phả Lại lên 1.000 MW,… Đặc
biệt, việc hoàn thành xây dựng Trung tâm Điện lực Phú Mỹ đã đưa trên 2.000
MW vào vận hành và phát điện, nâng tổng công suất lắp đặt toàn hệ thống điện
lên 9.868 MW, giảm áp lực cung ứng điện cho sự phát triển nhanh chóng của khu
vực miền Nam. Mạng lưới truyền tải điện cũng được nâng cấp với hàng ngàn km
đường dây và trạm biến áp 220 kV, 110 kV cùng đường dây 500 kV Bắc – Nam
mạch 2.
- Giai đoạn 2003 – nay: Tái cơ cấu
+ EVN chuyển đổi mô hình quản lý, trở thành tập đoàn kinh tế mũi nhọn của nền
kinh tế, nắm vai trò chủ đạo trong đầu tư, phát triển cơ sở hạ tầng điện lực. Khối
lượng đầu tư xây dựng trong giai đoạn này lên đến 505.010 tỷ đồng, chiếm khoảng
7,14% tổng đầu tư cả nước.
+ Đến cuối năm 2014, cả nước có 100% số huyện có điện lưới và điện tại chỗ;
99,59% số xã với 98,22% số hộ dân có điện lưới. Tại các vùng đồng bào dân tộc,
vùng sâu vùng xa, hầu hết nhân dân các khu vực này đã được sử dụng điện: Khu
vực các tỉnh miền núi Tây Bắc đạt 97,55% về số xã và 85,09% số hộ dân có điện;
khu vực các tỉnh Tây Nguyên là 100% và 95,17%; khu vực Tây Nam Bộ là 100%
và 97,71%. Nhờ đó, góp phần thay đổi cơ bản diện mạo nông nghiệp, nông thôn
Việt Nam.

5. Công suất tiêu thụ điện của nước ta
tăng nhanh và liên tục qua các năm
giai đoạn từ năm 1954 (32 MW) –
năm 2014 ( 34000 MW).
Qua đó, EVN và các ban ngành liên
quan đang triển Khai thực hiện tái
cơ cấu ngành Điện theo hướng từng
bước thị trường hóa ngành fflện một
cách minh bạch, canh tranh hơn
nhằm nâng cao cả chất và lượng của
nguồn cung điện,đảm bảo an ninh
năng lượng quốc gia và lợi ích tốt
nhất cho người dân.
2.Nguồn thủy điện
- Việt Nam nằm ở khu vực khí hậu nhiệt đới gió mùa, nóng ẩm, mưa nhiều. Lượng
mưa trung bình năm khoảng 2.000 mm. Lượng mưa nơi nhiều nhất đạt tới 4.000
– 5.000 mm, trong khi thấp nhất cũng đạt đến 1.000 mm. Mùa mưa hằng năm kéo
dài từ 3 – 5 tháng và có sự phân hóa vùng miền.
- Địa hình nước ta đến 4/5 diện tích là đồi núi và cao nguyên, trong khi đó mạng
lưới sông ngòi lại dày đặc với mật độ trung bình là 0,6 km/km2. Có 9 hệ thống

6. sông có diện tích lưu vực từ 10.000 km2 trong đó tổng số các con sông có chiều
dài trên 10km lên đến 2.360. Hầu hết sông ngòi Việt Nam đều đổ ra biển Đông,
hằng năm mạng lưới này vận chuyển ra biển một lượng nước đến 867 tỷ m3/năm
với lưu lượng bình quân khoảng 37.500 m3/s.
- Theo nhiều nghiên cứu cho thấy, có 10 hệ thống sông lớn có tiềm năng phát
triển thủy điện với tổng trữ năng lý thuyết được đánh giá khoảng 300 tỷ kWh/năm,
công suất lắp máy được đánh giá khoảng 34.647 MW. Tổng tiềm năng kỹ thuật
được đánh giá vào khoảng 120 tỷ kWh với công suất khoảng 30.000 MW. Tuy
nhiên nếu xem xét thêm các yếu tố kinh tế - xã hội, tác động đến môi trường và
dự báo về biến đổi khí hậu sẽ xảy ra tại Việt Nam thì tiềm năng kinh tế - kỹ thuật
được đánh giá khoảng 80 – 84 tỷ kWh/năm, tương đương với công suất lắp máy
khoảng 19.000 – 21.000 MW và tập trung chủ yếu trên 3 dòng sông chính là Sông
Đà, Sông Sê San và Sông Đồng Nai.
Tình hình khai thác tài nguyên thủy điện tại 3 hệ thống sông chính

7. - Sông Đà bắt nguồn từ dãy Ngụy Sơn thuộc tỉnh Vân Nam (Trung Quốc) chảy
vào Việt Nam theo hướng Tây Bắc – Đông Nam ở độ cao trên 1500m. Chiều dài
dòng chính là 930 km trong đó 543 km thuộc lãnh thổ Việt nam, trải dài khắp 7
tỉnh: Lai Châu, Điện Biên, Sơn La, Hoà Bình, Yên Bái, Phú Thọ và Hà Tây cũ.
Sông Đà được coi là một trong ba phụ lưu chính của hệ thống sông Hồng chiếm
55% lượng nước của sông Hồng với tổng lượng nước phát sinh tại chỗ và từ ngoài
lưu vực chảy vào là 52 triệu m3 nước.
- Sông Đà có tiềm năng thủy điện lớn nhất nước ta. Hiện tại, trên bậc thang quy
hoạch hệ thống điện ở lưu vực sông Đà đang vận hành những nhà máy thủy điện
có công suất lớn nhất trên cả nước gồm có Lai Châu (1.200 MW) – Sơn La (2.400
MW) – Hòa Bình (1.920 MW) trên dòng chính Huội Quảng (520 MW) và Bản
Chát (220 MW) trên nhánh Nậm Mu. Hiện tại nước ta đã hoàn thành khai thác
20.104 triệu kWh, đạt 77% năng lượng bậc thang. Dự kiến, đến năm 2016, khi 2
thủy điện lớn là Lai Châu và Huội Quảng đi vào vận hành sẽ hoàn thành khai thác
toàn bộ bậc thang với tổng điện năng là 27.674 triệu kWh, vượt hơn so với mức
năng lượng bậc thang được duyệt là 1.212 triệu kWh (tương ứng 4,5%).
- Sông Sê San là hệ thống sông có tiềm năng thủy điện lớn thứ 3 ở Việt Nam,
chỉ sau sông Đà và sông Đồng Nai. Đây thực chất là một nhánh sông lớn của lưu
vực hạ du sông Mê Kông. Trên lãnh thổ Việt Nam, sông Sê San đi qua địa phận 2

8. tỉnh Gia Lai và Kontum với chiều dài sông chính là 237 km, diện tích lưu vực
khoảng 11.450 km2. Nhờ điều kiện tự nhiên thuận lợi với lượng mưa nhiều, địa
hình Tây Nguyên dốc núi, sông Sê San được phê duyệt phát triển bậc thang thủy
điện với 7 nhà máy lớn là Thượng Kontum (220 MW) – Pleikrong (100 MW) –
Ialy (720 MW) – Sê San 3 (260 MW) – Sê San 3A (108 MW) – Sê San 4 (360
MW) – Sê San 4A (63 MW).

9. 3.Nhiệt điện
Nhiệt điện khí:
- Có tỷ trọng đóng góp lớn nhất trong cơ cấu nguồn sản xuất nhiệt điện với tỷ
trọng hơn 60% tổng công suất của nhiệt điện. Nguồn nguyên liệu để sản xuất ra
điện là khí tự nhiên được mua lại từ Tập đoàn dầu khí và nhập khẩu, giá bán khí
sẽ biến động theo giá dầu. Mặc dù nguồn khí tự nhiên nước ta khá dồi dào, tuy
nhiên do giá thành sản xuất điện khí ở mức cao do đó mặc dù công suất của các
nhà máy điện khí rất lớn nhưng tỷ lệ khai thác lại không cao.
- Các dự án nhiệt điện khí chủ yếu được quy hoạch tập trung ở khu vực miền
Nam, nơi có nguồn cung cấp khí dồi dào từ Tập đoàn dầu khí. Tính đến thời
điểm cuối 2009 cả nước có 4 nhà máy nhiệt điện khí bao gồm :
Nhiệt điện than:
- Đứng thứ 2 trong cơ cấu các nguồn nhiệt điện nước ta, nguồn nguyên liệu hiện
nay toàn bộ được mua từ nguồn than đá trong nước của Tập đoàn Than Khoáng
Sản Việt Nam với giá ưu đãi, trong tương lai cùng với sự phát triển của các dự án
này thì nhiều khả năng nước ta sẽ phải nhập khẩu thêm nguồn than bên ngoài.
Chi phí nhiên liệu để vận hành các nhà máy nhiệt điện than thấp hơn nhiều so với
nhiệt điện khí khoảng 60% để đạt được cùng mức công suất và nhiệt lượng. Do
đó nhiệt điện than là nguồn năng lượng được ưu tiên sử dụng thậm chí hơn cả
thủy điện do tính ổn định.
- Miền Bắc có vị trí thuận lợi với trữ lượng than lớn tại Quảng Ninh nên đã xây
dựng các nhà máy nhiệt diện chạy than lớn như: Phả Lại (1.040 MW), Uông Bí
(300 MW) và Ninh Bình (300 MW). Trong tương lai EVN sẽ tiếp tục phát triển
thêm nhiều dự án nhiệt điện than lớn như: Dự án Duyên Hải 1 (Trà Vinh) công
suất 2 x 600 MW, Dự án Vĩnh Tân 2 (Bình Thuận) công suất 2 x 600 MW, Dự án
Hải Phòng 3, công suất 4 x 600 MW…
Nhiệt điện dầu:
- Các nhà máy nhiệt điện dầu thường được xây dựng chung trong tổ hợp các khu
nhiệt điện khí, dầu như khu tổ hợp điện dầu khí Phú Mỹ, do chi phí sản xuất điện
Bảng 1 : Các nhà máy nhiệt điện khí

10. cao nên nhiệt điện dầu chỉ được khai thác nhằm bù đắp lượng điện thiếu tức thời,
do đó đóng góp trong cơ cấu nhiệt điện của nhóm này là thấp.
4.Nguồn năng lượng mặt trời, gió :
- Nước ta nằm trong vùng có số giờ nắng trung bình khoảng 200-2500 giờ/năm
với tổng năng lượng bức xạ mặt trời cao, trung bình khoảng 150-175
kcal/cm2.năm. Tuy nhiên giá thành lắp đặt các bộ pin mặt trời rất cao, khoảng 8-
8,5 USD/W.
- Tiềm năng gió ở nước ta được đánh giá vào khoảng 800-1400 kWh/m2 nằm ở
các hải đảo, 500-1000 kWh/m2 nằm ở vùng duyên hải và Tây Nguyên và dưới
500 kWh/m2 nằm ở các khu vực khác.
- Ở nước ta có 1000 trạm điện gió cỡ gia đình (công suất từ 150-200W). Dự kiến
có thể đưa tổng công suất điện gió lên đến 150MW vào khoảng năm 2020.
- Hiện nay các nguồn năng lượng này đang được chú trọng phát triển đáng chú
ý là các dự án về phong điện (Bình Thuận) và điện mặt trời. Theo đề án quy hoạch
điện VII mà EVN đã trình Bộ Công Thương thì trong tương lai ngoài phát triển
các nguồn điện truyền thống như thủy điện, nhiệt điện, các nhà chuyên môn đã và
đang tính đến phát triển điện nguyên tử, năng lượng mới, năng lượng tái tạo với
tỷ trọng nhất định trong hệ thống điện.
Bảng 2: Đánh giá ưu nhược điểm của các nguồn
điện

11. Bảng 3: Nguồn cung điện tăng thêm theo Quy hoạch VI (giai đoạn
2010 – 2015)
5. Chế độ khai thác
Thuỷ điện:
Theo điều tiết hồ chứa
Kế hoạch sửa chữa lớn thường được bố trí vào mùa khô do sản lượng ít hơn so với mùa
lũ
Nhiệt điện than, dầu:
Huy động cao trong mùa khô, huy động tối thiểu trong mùa lũ (đảm bảo công suất đỉnh,
chống quá tải, bù điện áp...)
Kế hoạch sửa chữa lớn thường được bố trí vào mùa lũ
Gasturbine chạy dầu:
Chạy ở chế độ phủ đỉnh, chống quá tải, bù áp hoặc theo yêu cầu đặc biệt
Huy động lấy sản lượng nếu thiếu điện năng trong mùa khô
Kế hoạch sửa chữa theo EOH (số giờ vận hành tương đương)
Gasturbine chạy khí và đuôi hơi:
Huy động cao trong mùa khô, giảm khai thác trong mùa lũ (đảm bảo công suất đỉnh,

12. chống quá tải, bù điện áp...)
Kế hoạch sửa chữa theo EOH (số giờ vận hành tương đương)
Tình hình phát triển nguồn điện
Để đáp ứng được nhu cầu phát triển cao của phụ tải thì nguồn điện cũng phải phát triển
theo, với phương châm là phát triển nguồn điện luôn đi trước một bước.
6. Đặc điểm nguồn phát điện tại Việt Nam :
3 nguồn phát điện chính là Thủy điện, Nhiệt điện khí và Nhiệt điện than, chiếm
tới 95% tổng công suất nguồn điện mỗi năm. Hiện nay, thủy điện vẫn là nguồn
cung điện chính, chiếm gần 50% tổng công suất lắp đặt nguồn điện tại Việt Nam.
- Hiện nay, vị trí lắp đặt của các nhà máy điện đều phụ thuộc rất lớn vào sự phân
bổ của nguồn tài nguyên thiên nhiên, do đó có sự phân hóa rõ rệt về vùng miền.
Nguồn phát điện ở miền Bắc chủ yếu là thủy điện và nhiệt điện than trong khi
nhiệt điện khí chủ yếu xây dựng ở khu vực Nam bộ, nơi có các bể khí của PVN
đang khai thác.
- Thủy điện có tiềm năng ở rải rác hầu hết các khu vực trên cả nước. Tuy nhiên,
trữ năng lớn nhất nằm ở khu vực hệ thống sông Đà ở phía Bắc, sông Đồng Nai ở
miền Nam và sông Sê San ở Tây Nguyên.
Trong tương lai các nhà máy nhiệt điện than sẽ được ưu tiên phát triển. Nhiều nhà
máy sẽ không nhất thiết phải xây dựng gần các mỏ than như trước đây nữa mà
thay vào đó sẽ xây dựng ở khu vực phía Nam, cùng với các cảng chuyên dụng để
nhập khẩu than từ Úc hoặc Indonesia.
Tải bản FULL (30 trang): https://bit.ly/3b5i085
Dự phòng: fb.com/TaiHo123doc.net

13. II. LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI
1.Đường dây truyền tải :
Để cung cấp điện từ nguồn đến phụ tải thì cần phải có một mạng lưới điện (gồm
đường dây và máy biến áp) phát triển rộng lớn. Trên HTĐ Việt Nam hiện nay,
lưới điện được phân ra 2 loại là lưới truyền tải và lưới phân phối, lưới điện có các
cấp điện áp sau:
- Lưới truyền tải:
+ Điện áp siêu cao: 500kV
+ Điện áp cao: 220kV, 110kV, 66kV
- Lưới phân phối:
+ Điện áp trung: 35kV, 22kV, 15kV, 10kV, 6kV
+ Điện áp hạ: 220 V
- Máy biến áp : được phân ra hai loại là:
+ Máy biến áp ba pha ba cuộn dây
+ Máy biến áp tự ngẫu
Vai trò của đường dây liên kết 500kV đối với HTĐ Việt Nam
- Đường dây siêu cao áp 500kV Bắc - Nam mạch 1 được chính thức đưa
vào vận hành mở ra một bước phát triển mới cho ngành điện của Việt Nam. Thời
gian đầu đường dây siêu cao áp này đã truyền tải một lượng công suất lớn cung
cấp cho HTĐ miền Trung và miền Nam đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục,
ổn định phục vụ sản xuất và sinh hoạt của toàn dân. Cùng với thời gian, việc hoàn
thiện mạch 1 nhằm đáp ứng nhu cầu cũng như nâng cao chất lượng cung cấp điện
đã được thực hiện bằng việc lắp mới hoặc lắp thêm các MBA 450MVA ở các trạm
500kV (T500) Hoà Bình, Hà Tĩnh, Đà Nẵng, Pleiku, Phú Lâm. Qua quá trình vận
hành, đường dây 500kV Bắc - Nam mạch 1 đã chứng tỏ được vai trò cực kỳ quan
trọng không những trong việc tạo liên kết cho HTĐ Quốc gia, nâng cao chất lượng
cung cấp điện, nâng cao hiệu quả kinh tế trong việc khai thác và vận hành hệ thống
mà còn giữ vai trò điều phối điện năng giữa các miền trong đất nước.
- Tuy nhiên, từ năm 2004 trở đi do điều kiện thời tiết và tốc độ tăng trưởng
phụ tải lớn dẫn đến nhu cầu trao đổi điện năng giữa miền Bắc và miền Nam, nhu
cầu cung cấp điện của miền Trung đã vượt khả năng tải của đường dây 500kV
Bắc - Nam mạch 1. Được sự đồng ý của chính phủ, EVN đã đầu tư xây dựng
đường dây 500kV Bắc - Nam mạch 2 và đến ngày 23/09/2005 đã chính thức khánh
thành. Việc xây dựng đường dây 500kV Bắc - Nam mạch 2 đã cứu nguy năng
lượng cho các tỉnh miền Bắc vào đầu năm 2005 và các năm tiếp theo, đồng thời
đảm bảo tính phù hợp của HTĐ Quốc gia giai đoạn sau năm 2005.
- Hệ thống 500kV Bắc - Nam mạch 2 đi vào vận hành thực hiện chức năng
đấu nối các nhà máy thuỷ điện khu vực Tây Nguyên và các nhà máy TBK ở miền
Nam qua 2 hệ thống đường dây 500kV Bắc - Nam để cung cấp điện cho các tỉnh
duyên hải miền Trung và truyền tải điện ra phía Bắc trong giai đoạn 2005 - 2007.
Ngoài ra hai hệ thống đường dây này còn làm nhiệm vụ trao đổi điện năng giữa
Tải bản FULL (30 trang): https://bit.ly/3b5i085
Dự phòng: fb.com/TaiHo123doc.net

14. các miền của đất nước, đảm bảo vận hành ổn định, an toàn kể cả trong trường hợp
một trong hai đường dây bị sự cố ngừng cung cấp điện.
- Quan sát trong những năm gần đây có thể nhận thấy trào lưu công suất truyền
tải trên từng đoạn đường dây 500kV thay đổi theo từng thời kỳ trong năm:
+ Xu thế truyền tải mùa khô là từ Nam ra Bắc. Vào thời điểm các tháng 1 và 2,
đoạn đường dây Đà Nẵng - Pleiku có một số lần tải trên 700MW. Vào thời điểm
các tháng 11 và 12 khi tiến hành tách máy Hoà Bình và Phả Lại 2 sửa chữa, đoạn
Đà Nẵng - Hà Tĩnh mang tải rất cao, thường xuyên vào khoảng 800MW, cá biệt
có những thời điểm đạt trên 900 MW.
+ Xu thế truyền tải mùa lũ là từ Bắc vào Nam. Tuy nhiên do các yếu tố bất lợi về
thuỷ văn của các hồ thuỷ điện, đặc biệt là hồ Hoà Bình nên giai đoạn từ cuối tháng
5 sang đầu tháng 6 và đầu tháng 9, đường dây Hoà Bình - Hà Tĩnh thường xuyên
mang tải cao ở mức trên 700MW do khai thác cao Hoà Bình.
+ Số giờ truyền tải công suất cực đại trên các mạch đường dây 500kV xắp xếp
theo thứ tự tăng dần như sau: ĐD 500kV Đà Nẵng – Pleiku, ĐD 500kV Pleiku –
Phú lâm, ĐD 500kV Hà Tĩnh – Đà Nẵng, Hoà Bình – Hà Tĩnh.
+ Trong năm 2007, lưới điện 500kV Bắc - Nam vận hành tương đối ổn định.
Một số công trình lưới điện quan trọng đã được đưa vào vận hành như: bổ sung
máy biến áp AT1 500kV Đà Nẵng sau khi thay pha A của MBA bị cháy từ ngày
26/12/2006 để chống quá tải AT2 Đà Nẵng, đưa trạm 500kV Di Linh vào vận
hành. Năm 2007, tổn thất trên lưới truyền tải 500kV đạt 4.02%, giảm 0.12 % so
với năm 2006 (4.13%).
Sè giê truyÒn t¶i c¸c møc c«ng suÊt trªn §D 500kV n¨m 2007
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
-2100
-2000
-1900
-1800
-1700
-1600
-1500
-1400
-1300
-1200
-1100
-1000
-900
-800
-700
-600
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
Møc c«ng suÊt
Sè giê
Hoµ B×nh - Nho Quan Nho Quan - Hµ TÜnh Hà TÜnh -§µ N½ng
§µ N½ng-PleiKu PleiKu - Phó L©m Phó L©m-NhaBe

15. Lưới điện truyền tải của các HTĐ miền :
- Lưới điện truyền tải của các HTĐ miền bao gồm các cấp điện áp 220kV và
110kV do 04 công ty Truyền tải điện quản lý vận hành.
+ Công ty Truyền tải điện 1 (TTĐ1): lưới điện truyền tải miền Bắc.
+ Công ty Truyền tải điện 2 (TTĐ2) và 3 (TTĐ3): lưới điện truyền tải miền Trung
+ Công ty Truyền tải điện 4 (TTĐ3): lưới điện tryền tải miền Nam.
Ranh giới quản lý thiết bị:
- Giữa TTĐ1 và TTĐ2 là: cột 339 trên đường dây 220kV Hà Tĩnh - Đồng Hới.
Giữa TTĐ2 và TTĐ3 là: máy cắt 172 Hoài Nhơn, từ trạm Hoài Nhơn trở vào trong
là do TTĐ3 quản lý.
- Giữa TTĐ3 và TTĐ4 là: máy cắt 171 Tháp Tràm, 272 và 175 Đa Nhim, từ trạm
Tháp Tràm và Đa Nhim trở vào trong là do TTĐ 4 quản lý.
Lưới điện truyền tải Miền Bắc :
- Chủ yếu là cấp điện áp 220kV. Các nguồn phát trên hệ thống được bố trí vận
hành tương đối ổn định, cùng với việc thay đổi phương thức kết dây phù hợp tại
các trạm nút như Đông Anh, Núi Một, Ba Chè, Nghi Sơn, Hưng Đông, Mai Động,
Sóc Sơn ... và khai thác tối đa các bộ tụ bù tại các trạm 220 kV, đã làm giảm đáng
kể tổn thất điện năng trên lưới truyền tải, góp phần không nhỏ đảm bảo cung cấp
điện an toàn, ổn định, liên tục và kinh tế. Tổng dung lượng tụ bù vô công trên cấp
điện áp 110kV của HTĐ miền Bắc ~ 1065 MVAR
- Hiện nay, do mua điện từ phía Trung Quốc nên những khu vực nhận điện từ
Trung Quốc được vận hành tách khỏi HTĐ quốc gia. HTĐ miền Bắc nhận điện từ
Trung Quốc qua 2 đường dây 220kV: Tân Kiều - Lào Cai, Mã Quan - Hà Giang
và 3 đường 110kV: Hà Khẩu - Lào Cai, Maomaotiao - Hà Giang, Đông Hưng -
Móng Cái với tổng công suất mua khoảng 550MW, làm giảm áp lực đảm bảo cấp
điện cho miền Bắc và giảm truyên tải qua đường dây 500kV.
- Tuy nhiên, tốc độ tăng trưởng phụ tải trong năm khá cao (công suất lớn nhất tăng
6,06% chưa tính đến phần phụ tải phải sa thải do thiếu nguồn, sự cố nguồn và sự
cố, quá tải thiết bị) so với cùng kỳ năm trước. Mặc dù lưới truyền tải đã được nâng
cấp, cải tạo đưa vào vận hành các trạm mới như trạm 500kV Nho Quan, Thường
Tín, trạm 220kV Bắc Ninh, Yên Bái, Vĩnh Yên… Nhưng một số máy biến áp và
các đường dây 220kV vẫn quá tải vào giờ cao điểm hoặc quá tải khi thay đổi kết
dây phục vụ việc đại tu sửa chữa thiết bị trên hệ thống điện miền. Ví dụ: đường
dây 220kV Thường Tín - Phả Lại, đường dây 110kV Đông Anh - Chèm thường
xuyên đầy tải vào cao điểm và có khả năng quá tải khi các nguồn Phả Lại, Uông
Bí phát thấp hoặc sự cố; đường dây 180, 181 Đông Anh - Phố Nối (E28.1) cũng
thường xuyên đầy tải. Mộ số MBA thường xuyên đầy tải và quá tải: MBA AT1,
AT2 Phố Nối, AT1, AT2 Đồng Hoà...
- Về tình trạng hoạt động của hệ thống rơ le bảo vệ: nhìn chung, hệ thống rơ le
bảo vệ làm việc tin cậy, chọn lọc. Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc đã phối hợp
với Công ty Truyền tải điện 1 bổ sung, hiệu chỉnh và thay thế một số rơ le bị hỏng,
rơ le cũ tại các trạm 220kV Thái Nguyên, Ninh Bình, Chèm, Hà Đông, Nghi Sơn,
4161304