Nghiên cứu giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch và áp dụng cho lưới điện truyền tải Việt Nam giai đoạn 2015 – 2020.pdf

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
---------------------------------------
PHẠM VĂN CƢỜNG
TÊN ĐỀ TÀI LUẬN VĂN
NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP HẠN CHẾ DÒNG ĐIỆN
NGẮN MẠCH VÀ ÁP DỤNG CHO
LƢỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM
GIAI ĐOẠN 2015 - 2020
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
KỸ THUẬT ĐIỆN HỆ THỐNG ĐIỆN
-
NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC :
T.S ĐINH QUANG HUY
Hà nội năm 2014.
-

- 2/121 -
MỤC LỤC
MỤC LỤC ..................................................................................................................2
1. .........................................................................................3
CHƢƠNG I: MỞ ĐẦU
1.1 .................................................3
Lý do chọn đề tài và tính cấp thiết của đề tài
1.2 ......................................................................4
Mục đích nghiên cứu của đề tài
1.3 ......................................................................4
Đối tƣợng, phạm vi nghiên cứu
1.4 ........................................................5
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
1.5 ........................................................................................................5
Tên đề tài
1.6 .....................................................................................5
Cấu trúc của luận văn
2. CHƢƠNG II: HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM VÀ VẤN ĐỀ DÒNG ĐIỆN
NGẮN MẠCH ............................................................................................................6
2.1 .............................................................................6
Hiện trạng HTĐ Việt Nam
2.2 -2020 ........................11
Quy hoạch phát triển HTĐ Việt Nam giai đoạn 2015
2.3 Những vấn đề đối với dòng ngắn mạch lƣới điện truyền tải Việt Nam .......15
3. ....24
CHƢƠNG III: CÁC GIẢI PHÁP HẠN CHẾ DÒNG ĐIỆN NGẮN MẠCH
3.1 ............................................................24
Các vấn đề về dòng điện ngắn mạch
3.2 Cơ sở lý thuyết và phƣơng pháp nghiên cứu................................................28
3.3 ....................................30
Các giải pháp đã đƣợc áp dụng và ƣu, nhƣợc điểm.
3.4 ...........................52
Một số giải pháp tiêu biểu đã đƣợc áp dụng trên thế giới.
3.5 ..........................................................................................70
Công cụ tính toán
4. CHƢƠNG IV: GIẢI PHÁP HẠN CHẾ DÒNG NGẮN MẠCH TRÊN LƢỚI
ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM............................................................................72
4.1 .................72
Đánh giá tính khả thi của các giải pháp đối với HTĐ Việt Nam
4.2 Giải pháp thay đổi cấu hình lƣới điện ..........................................................76
4.3 ...............................79
Giải pháp lắp đặt kháng điện hạn chế dòng ngắn mạch
4.4 Tính toán dòng ngắn mạch đối với lƣới truyền tải điện Việt Nam giai đoạn
2015 -2020...........................................................................................................91
4.5 Đề xuất giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch ứng dụng cho lƣới điện truyền
tải Việt Nam giai đoạn 2015 -2020 ....................................................................94
5. .....................................................96
CHƢƠNG V: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
5.1 .........................................................................................................96
Kết luận
5.2 ......................................................................................................96
Kiến nghị
TÀI LIỆU THAM KHẢO ........................................................................................98
PHỤ LỤC................................................................................................................100

- 3/121 -
1. CHƢƠNG I MỞ ĐẦU
:
1.1 Lý do chọn đề tài và tính cấp thiết của đề tài
Với sự phát triển chung của nền kinh tế đất nƣớc, Điện lực là ngành công
nghiệp hạ tầng đã đƣợc đầu tƣ khá đồng bộ về cả nguồn và lƣới điện nhằm
đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế, xã hội. Sự phát triển mạnh mẽ của hệ
thống điện Việt Nam trong những năm gần đây, đặc biệt là sau khi đƣa vào
vận hành hệ thống đƣờng dây tải điện siêu cao áp 500kV Bắc Nam đã góp
phần cải thiện đáng kể khả năng vận hành kinh tế của toàn hệ thống cũng nhƣ
khai thác triệt để lợi thế về năng lƣợng sơ cấp giữa các vùng miền trong cả
nƣớc.
Tuy nhiên, cùng với sự phát triển của hệ thống điện quốc gia, vấn đề dòng
điện ngắn mạch tăng cao đang là một vấn đề hết sức quan trọng đối với các
nhà quản lý cũng nhƣ các đơn vị trực tiếp vận hành hệ thống điện. Cho đến
nay, hầu hết các thiết bị trên lƣới điện chỉ có khả năng chịu đƣợc dòng điện
ngắn mạch ở mức 40kA, thậm chí nhiều thiết bị chỉ có dòng cắt định mức
31.5kA trong khi ngay từ thời điểm cuối năm 2005, tính toán cho thấy trị số
mức dòng ngắn mạch trên lƣới điện 220kV tại một số nơi thuộc khu vực miền
Nam đã vƣợt quá trị số 40kA. Để hạn chế dòng điện ngắn mạch, từ tháng
10/2005, để hạn chế dòng ngắn mạch trên lƣới điện cấp 220kV ở pía Nam,
Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia đã phải thực hiện việc tách thanh cái
220kV tại các trạm 500/220kV nhƣ: Phú Mỹ, Phú Lâm và Hóc Môn.
Thêm vào đó, Quy định đấu nối vào hệ thống điện quốc gia đƣợc Bộ Công
nghiệp (nay là Bộ Công Thƣơng) ban hành ngày 16/10/2006 cũng quy định trị
số dòng điện ngắn mạch lớn nhất trong hệ thống điện 500kV và 220kV là
40kA. Quy định đó đƣợc thể hiện qua bảng sau:

- 4/121 -
Bảng điện và thời gian loại trừ ngắn mạc
1-1: Dòng h
(Theo Quy định đấu nối - )
BCT
Cấp điện áp
Dòng ngắn mạch
lớn nhất (kA)
Thời gian tối đa
loại trừ ngắn mạch bằng bảo
vệ chính (ms)
500kV 40 80
220kV 40 100
110kV 31,5 150
Trung áp 25 500
Nhƣ vậy, để đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và kinh tế hệ thống điện cần
thiết phải có giải pháp xử lý cho vấn đề dòng điện ngắn mạch tăng cao trên hệ
thống điện quốc gia trong cả giai đoạn trƣớc mắt cũng nhƣ lâu dài.
Vì hệ thống điện luôn luôn thay đổi và phát triển nên dòng điện ngắn mạch
tính toán đƣợc trong hệ thống điện cũng thƣờng xuyên thay đổi theo. Vì vậy
cho đến hiện tại mặc dù đã có rất nhiều đề án nghiên cứu về dòng điện ngắn
mạch trong hệ thống điện nhƣng cũng chƣa có một đề án nào đảm bào có thể
áp dụng đƣợc một cách tổng thể về vấn đề dòng ngắn mạch cho hệ thống điện
nói chung và lƣới điện truyền tải nói riêng.
1.2 Mục đích nghiên cứu của đề tài
Mục đích nghiên cứu của đề tài này là đánh giá tình trạng dòng điện ngắn
mạch trên lƣới điện truyền tải của Việt Nam giai đoạn 2015 (dựa trên
-2020
tổng sơ đồ VII đã đƣợc Chính phủ phê duyệt) qua đó nghiên cứu các giải
,
pháp có thể áp dụng để hạn chế trị số này trong giai đoạn nêu trên.
1.3 Đối tƣợng, phạm vi nghiên cứu
Đối tƣợng nghiên cứu của đề tài là: Hệ thống lƣới điện truyền tải Việt Nam.
Phạm vi nghiên cứu: Giai đoạn 2015-2020.

- 5/121 -
1.4 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Đề tài nghiên cứu một cách tổng hợp các giải pháp có thể áp dụng để hạn chế
dòng điện ngắn mạch xảy ra trong hệ thống điện, qua đó đánh giá khả năng
ứng dụng và tính toán kiểm chứng đối với lƣới điện truyền tải Việt Nam.
1.5 Tên đề tài
Tên đề tài là:
Nghiên cứu giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch và áp dụng cho lưới
điện truyền tải Việt Nam giai đoạn 2015 – 2020.
1.6 Cấu trúc của luận văn
Luận văn gồm có 5 chƣơng và phần phụ lục, đƣợc bố cục nhƣ sau:
Chƣơng 1: Phần mở đầu.
Chƣơng 2: Trình bày khái quát về hệ thống lƣới điện truyền tải Việt Nam và
vấn đề dòng điện ngắn mạch trong hệ thống.
Chƣơng 3: Các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch, cơ sở lý thuyết, một
số biện pháp của các nƣớc trên thế giới và công cụ sử dụng để tính toán ngắn
mạch.
Chƣơng 4: Ứng dụng các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch và tính toán
đối với lƣới điện truyền tải Việt Nam giai đoạn 2015 - 2020.
Chƣơng 5: Kết luận và đƣa ra kiến nghị về khả năng áp dụng các giải pháp
hạn chế dòng điện ngắn mạch đối với lƣới truyền tải điện Việt Nam giai đoạn
2015 2020.
–
Phụ lục: Danh mục các công trình nguồn, lƣới giai đoạn 2015 2020, kết quả
-
tính toán dòng điện ngắn mạch.

- 6/121 -
2. CHƢƠNG II: HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM VẤN ĐỀ
VÀ DÒNG
ĐIỆN NGẮN MẠCH
2.1 Hiện trạng HTĐ Việt Nam
2.1.1 Sơ đồ lƣới điện truyền tải Việt Nam (cấp điện áp 500- 220kV)
Hệ thống lƣới điện truyền tải điện Việt Nam gồm các cấp điện áp 500 – 220
và 110kV
một phần lƣới có cấp điện áp (theo qui định tại Thông tƣ 12 –
BCT/2012). Trong hơn 2 thập kỷ qua (1990 – 2012), cùng với sự tăng trƣởng
của các ngành trong cả nƣớc thì ngành điện đã có những đầu tƣ rất lớn cho
nguồn và lƣới điện. Về lƣới điện, nhiều công trình đƣờng dây và trạm đã liên
tục đƣợc đƣa vào vận hành góp phần quan trọng trong việc đảm bảo cung cấp
điện, cải thiện chất lƣợng điện áp, giảm tổn thất, chống quá tải và nâng cao độ
ổn định vận hành của hệ thống. Qui mô của Hệ thống điện Việt Nam đƣợc thể
hiện qua sơ đồ sau:
Sơ đồ lƣới điện truyền tải hiện tại của HTĐViệt Nam:
Xem tại Phụ lục 01
Lƣới điện truyền tải Việt Nam có các cấp điện áp 220kV – 500kV với khối
lƣợng đƣờng dây và máy biến áp nhƣ sau:
Bảng – Thống kê khối lƣợng đƣờng dây truyền tải 2012
2 1:
(Tài liệu tham khảo [3])
Cấp điện áp 500 kV 220 kV
2001 1528 3606
2002 1528 4266
2003 1528 4671
2004 2023 4798
Đƣờng dây 2005 3265 5230
[km] 2006 3286 5650
2007 3286 6487
2008 3286 7101
2009 3438 8497
2010 3890 10015

- 7/121 -
2011 4132 10387
2012 4670 11450
Bảng – Thống kê khối lƣợng máy biến áp truyền tải 2012
2 2:
Cấp điện áp Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Tổng hệ thống
500 kV Số máy 13 8 11 32
Tổng MVA 6750 3750 5550 16050
220 kV Số máy 64 24 82 170
Tổng MVA 10009 3504 15166 28679
2.1.2 Nguồn điện
Trong năm 2012, điện năng sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống điện Quốc
Gia đạt tỷ kWh (bao gồm cả sản lƣợng điện bán cho Campuchia), sản
120,257
lƣợng điện tiêu thụ toàn quốc là 119,033 tỷ kWh, tăng 10,61 % so với năm
2011. Mức tăng trƣởng này là tƣơng đối thấp trong vòng 10 năm qua (tốc độ
tăng trung bình từ năm 2001 đến 2011 là 13,22%).
Cơ cấu nguồn điện (tính đến hết năm 2012) của HTĐ Việt Nam đƣợc thể hiện
qua các số liệu sau:
Loại nguồn
Sản lƣợng
(GWh)
Tỉ lệ (%)
Thuỷ điện 52795 43,90%
Nhiệt điện than 2271 18,89%
Nhiệt điện dầu (FO) 43 0,04%
TBK chạy khí 41170 3,23%
TBK chạy dầu 80 0,07%
Nhiệt điện chạy khí 311 0,26%
Nguồn khác 467 0,39%

- 8/121 -
Nhập khẩu Trung Quốc 2676 2,22%
Bảng 2 - 3. Sản lƣợng điện các loại nguồn năm 2012
* Ghi chú: - Nhiệt điện chạy khí: bao gồm các nhà máy Đạm Phú Mỹ, Vê Đan.
- Nguồn khác:bao gồm Dung Quất, Điện gió Tuy Phong, Bourbon
Tƣơng quan giữa tăng trƣởng nguồn và phụ tải trong giai đoạn 1997 – 2012
thể hiện ở hình sau:
Hình -
2 1: Tƣơng quan giữa tăng trƣởng nguồn và phụ tải cực đại.
Tổng công suất đặt các nguồn điện tính đến tháng 12- 2012 là 26475 MW, và
tỷ trọng công suất đặt các loại nguồn điện đƣợc thể hiện trong biểu đồ sau:

- 9/121 -
Thủy điện
47%
Nhiệt điện than
18%
Nhiệt điện dầu
2%
Tuabin khí
27%
Nhập khẩu
4%
Khác
0.2%
Nhiệt điện chạy khí
2%
Hình 2 - 2: Biểu đồ tỷ trọng công suất đặt nguồn điện năm 2012
Sản lƣợng điện phát và nhập khẩu của toàn hệ thống điện năm 2012 là
120257GWh (gồm cả sản lƣợng điện bán Campuchia). Tổng phụ tải của HTĐ
Quốc Gia là 119033 GWh, tăng trƣởng so với năm 2011 là 10,61%. Trong đó,
điện sản xuất của các NMĐ thuộc EVN là 71921 GWh, điện mua ngoài là
45661 GWh và điện mua Trung Quốc là 2676 GWh chi tiết tại bảng sau:
Tổng sản lƣợng toàn hệ thống (gồm cả
điện bán Campuchia)
a
=( )
c+d+e
120.257 100%
Tổng sản lƣợng sản xuất của EVN và
mua ngoài (phụ tải HTĐ Việt Nam)
b
= -
(a g)
119.033 98,98%
Tổng sản lƣợng sản xuất của EVN (c) 71.921 59,81%
Tổng sản lƣợng sản xuất của cac nhà
máy ngoài ngành (tại đầu cực máy phát)
(d) 4.661 37,97
Tổng sản lƣợng điện mua Trung Quốc (e) 2.676 2,2%
Tổng sản lƣợng điện do ạn chế công
h (f) 0,0 0,00%

- 10/121 -
suất (do cắt tải đỉnh, F81, thiếu nguồn,
quá tải …)
Tổng SL điện bán Campuchia (g) 1.224 1,02%
Bảng 2 : Sản lƣợng điện của HTĐ Việt Nam năm 2012
- 4
2.1.3 Phụ Tải
Tỷ trọng các thành phần phụ tải năm 2012 về cơ bản vẫn tƣơng tự nhƣ các
năm trƣớc Phụ tải chủ yếu vẫn tập trung ở 02 miền Nam và Bắc (chiếm
.
>90%), còn phụ tải miền Trung chỉ chiếm một tỷ trọng nhỏ (8-10%).
Phụ tải của các miền trong cả nƣớc qua các năm giai đoạn 1995 –
trong 2012
đƣợc thể hiện qua bảng sau:
Năm Quốc gia Bắc Trung Nam
S.Lƣợng Tỷ lệ S.Lƣợng Tỷ lệ S.Lƣợng Tỷ lệ
GWh GWh % GWh GWh Nam %
1995 14,638 6,481 44.3 1,212 8.3 6,953 47.4
1996 16,945 7,232 42.7 1,459 8.6 7,945 48.7
1997 19,153 8,210 42.9 1,706 8.9 9,080 48.2
1998 21,642 8,851 40.9 2,013 9.3 10,532 49.8
1999 23,737 9,507 40.1 2,253 9.5 11,759 50.5
2000 27,040 10,596 39.2 2,602 9.6 13,559 51.2
2001 31,137 12,084 38.8 3,042 9.8 15,794 51.4
2002 36,410 13,913 38.2 3,500 9.6 18,692 52.2
2003 41,275 15,811 38.3 3,977 9.6 21,261 52.1
2004 46,790 17,603 37.6 4,435 9.5 24,407 52.9
2005 53,647 20,074 37.4 4,979 9.3 27,946 53.3
2006 60,623 22,528 37.2 5,665 9.3 31,716 53.5
2007 69,071 25,570 37.0 6,410 9.3 36,053 53.7
2008 76,593 28,516 37.2 7,223 9.4 39,493 53.3
2009 86 667 33 275 38 4 8 377 9 7 44 039 51 9
2010 99,106 38,499 38.8 9,536 9.6 50,073 51.5
2011 107,587 42,554 39.6 10,433 9.7 53,665 50.7
2012 119,033 47,174 39.6 11,802 9.9 59,194 50.5
Bảng 2 – Phụ tải của các miền trong cả nƣớc qua các năm trong giai đoạn
5:
1995 2012.
–

- 11/121 -
Với bảng thống kê ở trên ta có thể biểu diễn phụ tải quốc gia trong giai đoạn
trên qua đồ thị sau:
Hình 2 – 3: Biểu đồ phụ tải điện Việt Nam giai đoạn 1997 – 2012.
2.1.4 Đánh giá phụ tải HTĐ Việt Nam
Qua các số liệu về phụ tải HTĐ quốc gia nhƣ trên ta có thấy bức tranh toàn
cảnh của HTĐ Việt Nam là có sự phân bố phụ tải chủ yếu ở 02 miền Nam và
Bắc của đất nƣớc. Trên cơ sở đó, việc phát triển nguồn điện để đáp ứng cho
việc phát triển phụ tải một cách phù hợp thì mật độ nguồn điện phát cũng sẽ
tập trung chủ yếu ở 02 miền trên Với sự phân bố nguồn nhƣ vậy thì vấn đề
.
dòng điện ngắn mạch cũng cần phải đƣợc xem xét một cách thấu đáo tại các
điểm nút chính trên hệ thống lƣới điện truyền tải tại 02 miền đó.
2.2 Quy hoạch phát triển HTĐ Việt Nam giai đoạn 2015 2020
-
Ngày 21 tháng 07 năm 2011, Thủ tƣớng Chính phủ đã có Quyết định số
1028 -
/QĐ TTg phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn
20 20
11 20
- có xét đến năm 20 (Tổng sơ đồ VII).
30

- 12/121 -
2.2.1 Dự báo phụ tải
Theo đánh giá của chính phủ thì mục tiêu phát triển kinh tế xã hội của cả
-
nƣớc ta với mức tăng GDP khoảng 8.5% 9%/năm và cao hơn trong giai
-
đoạn 2015 2020. Để phục vụ cho sự phát triển kinh tế xã hội, dự báo nhu
- -
cầu điện năng toàn quốc sẽ tăng ở mức 13.5% (phƣơng án cơ sở) và 15-17%
(phƣơng án cao) trong giai đoạn 2015-2020.
2.2.2 Nguồn điện
Phát triển nguồn điện phải đáp ứng các nhu cầu phụ tải nêu trên, đảm bảo
thực hiện tiến độ xây dựng các nhà máy thuỷ điện có lợi ích tổng hợp nhƣ:
chống lũ, cấp nƣớc, sản xuất điện, phát triển hợp lý và có hiệu quả các nguồn
nhiệt điện khí, đẩy mạnh xây dựng nhiệt điện than, phát triển thuỷ điện nhỏ,
năng lƣợng mới và tái tạo cho các vùng sâu, vùng xa, miền núi, biên giới, hải
đảo, chủ động trao đổi điện năng có hiệu quả với các nƣớc trong khu vực,
đảm bảo an ninh năng lƣợng quốc gia và phát triển bền vững.
Phát triển phù hợp các trung tâm điện lực ở các khu vực trong cả nƣớc nhằm
đảm bảo tin cậy cung cấp điện tại chỗ và giảm tổn thất kỹ thuật trên hệ thống
điện quốc gia cũng nhƣ đảm bảo tính kinh tế của các dự án, góp phần phát
triển kinh tế xã hội cho từng vùng và cả nƣớc.
-
Phát triển nguồn điện mới phải tính toán với các phƣơng án đầu tƣ chiều sâu
và đổi mới công nghệ các nhà máy đang vận hành, đáp ứng tiêu chuẩn môi
trƣờng, sử dụng công nghệ hiện đại đối với các nhà máy điện mới.
Phát triển các nguồn điện theo các hình thức đã đƣợc nhà nƣớc quy định, Bộ
Công Thƣơng xác định tỷ lệ hợp lý các dự án áp dụng hình thức đầu tƣ BOT,
BOO.
Bảng –
2 6: Công suất nguồn điện mới giai đoạn 2015 –
các 2020(MW)

- 13/121 -
Năm Bắc Trung Nam Quốc gia
2015 1050 946 1590 3586
2016 3868 283 600 4751
2017 1495 54 600 2149
2018 1870 192 3000 5062
2019 2550 1280 6495 10325
2020 1800 3810 2938 8548
Tổng 12633 6565 15223 34421
Danh mục chi tiết các dự án nguồn điện giai đoạn 2015 2020 cho phƣơng án
-
cơ sở đƣợc liệt kê trong phụ lục
các 06 đến phụ lục 11.
2.2.3 Lƣới điện
Đồng thời với việc đầu tƣ phát triển nguồn điện thì tổng sơ đồ VII cũng đã
định hƣớng một cách rõ ràng việc phát triển hệ thống lƣới điện truyền tải để
đảm bảo cho một hệ thống điện vận hành an toàn, liên tục và hiệu quả.
Với phƣơng án cơ sở thì trong giai đoạn từ năm 2015 – 2020, hệ thống lƣới
truyền tải sẽ đƣợc bổ sung một loạt những trạm biến áp 500kV nhƣ: Sóc Sơn,
Hiệp Hòa, Nha Trang, Sông Mây... và các đƣờng dây 500kV, 220kV nhƣ:Bắc
Ninh – Việt Trì, Ninh Thuận – Vĩnh Tân......
Lƣới điện truyền tải Việt Nam có các cấp điện áp 220kV – đƣợc đƣa
500kV
vào vận hành theo tổng sơ đồ VII với khối lƣợng đƣờng dây trạm biến áp
và
nhƣ sau:
Bảng Thống kê khối lƣợng máy biến áp truyền tải cấp 500kV
2-7
đƣa vào giai đoạn - 2020
2015
Số MBA Tổng dung lƣợng
(MVA)
Quốc Gia 31 26750
Miền Bắc 14 13100

- 14/121 -
Miền Trung 4 2400
Miền Nam 13 11250
Chi tiết đƣợc thể hiện tại Phụ lục 02.
Bảng Thống kê khối lƣợng máy biến áp truyền tải cấp 220kV
2-8
đƣa vào giai đoạn 2015 – 2020
Số MBA Tổng dung lƣợng
(MVA)
Quốc Gia 176 39063
Miền Trung 20 3750
Miền Nam 75 17250
Chi tiết đƣợc thể hiện tai Phụ lục.04.
Bảng Thống kê khối lƣợng đƣờng dây
2-9 truyền tải cấp 500kV
đƣa vào giai đoạn - 2020
2015
Số mạch Tổng chiều dài
(km)
Quốc Gia 80 4539
Miền Trung 14 630
Miền Nam 28 1894
Bảng Thống kê khối lƣợng đƣờng dây truyền tải cấp 220kV
2-10
đƣa vào giai đoạn 2015 – 2020.
(km)
Quốc Gia 267 5305
Miền Nam 138 2175

- 15/121 -
2.3 Những vấn đề đối với dòng ngắn mạch lƣới điện truyền tải Việt
Nam
2.3.1 Xu thế tăng cao của dòng ngắn mạch trên HTĐ Việt Nam
Từ thời điểm 1994 về trở về trƣớc, hệ thống điện tại Việt Nam bao gồm 3 khu
vực vận hành độc lập tại 3 miền Bắc, Trung, Nam với tổng công suất hệ thống
chỉ khoảng 2000MW. Trong thời kỳ này, dòng điện ngắn mạch trên hệ thống
trong tất cả các chế độ vận hành đều đảm bảo không vƣợt quá dòng cắt ngắn
mạch định mức của thiết bị.
Để đáp ứng nhu cầu năng lƣợng cho phát triển kinh tế xã hội cả nƣớc, đƣờng
dây siêu cao áp 500kV Bắc – Nam đƣợc đầu tƣ xây dựng từ năm 1992 và
đóng điện vận hành tháng 05/1994, chấm dứt thời kỳ vận hành riêng rẽ các hệ
thống điện miền, khởi đầu cho việc hình thành và phát triển một hệ thống
điện quốc gia duy nhất. Ngay từ khi mới đi vào vận hành, đƣờng dây 500kV
đã lập tức phát huy hiệu quả tích cực. Trong những năm 1994 , đƣờng
-1997
dây đã truyền tải một lƣợng lớn công suất và điện năng để cung cấp cho nhu
cầu phát triển kinh tế xã hội tại miền Nam và miền Trung, chấm dứt tình trạng
cắt điện triền miên trƣớc đó tại các khu vực này và nâng cao đáng kể độ tin
cậy cũng nhƣ chất lƣợng cung cấp điện. Hệ thống truyền tải siêu cao áp Bắc –
Nam đóng vai trò vô cùng quan trọng trong việc đảm bảo an toàn cung cấp
điện và vận hành kinh tế hệ thống điện thông qua việc phối hợp khai thác tối
ƣu các nhà máy thuỷ điện, nhiệt điện trên toàn quốc.
Trong giai đoạn 199 , công suất cực đại hệ thống điện quốc gia tăng từ
4-2012
2 MW lên 18603MW (~ 7
483 ,5 lần), công suất đặt các nhà máy điện tăng từ
3880MW lên 26475 MW (~ 7 -2008 thì thành
lần). Trong giai đoạn từ 1994
phần các nhà máy điện mới tham gia vào HTĐ chiếm đa số là loại hình tuabin
khí (chiếm khoảng 55% , phần còn lại bao gồm thuỷ điện, nhiệt điện than,
)
dầu. Do đặc điểm về nguồn nhiên liệu, tất cả các nhà máy điện tuabin khí đều

- 16/121 -
đƣợc xây dựng tại miền Nam với tổng công suất xấp xỉ 6000MW, trong đó
chỉ riêng tại cụm Phú Mỹ, Bà Rịa đã có công suất đặt trên 4000MW. Tính đến
thời điểm cuối năm 20 , tỷ trọng công suất nguồn điện phân bố trên 3 miền
12
Bắc, Trung, Nam lần lƣợt là 39,6%, 9,9% và 50,5%.
Để để dàng theo dõi, ta có thể thông qua bảng thống kê sau:
Bảng .Công suất các nhà máy điện giai đoạn 1994 –
2-11 2012
Năm Pđặt Pmax
Sản
Lƣợng
Số
NMĐ
(MW) (MW) (tr.kWh)
1994 3880 2483 12284 11
1995 4461 2796 14638 14
1996 4910 3016 16945 15
1997 4910 3393 19153 17
1998 5285 3667 21642 17
1999 5726 4102 23737 17
2000 6233 4518 27040 19
2001 7871 5251 31137 22
2002 8884 6071 36410 22
2003 9727 6695 41275 23
2004 10626 8283 46790 30
2005 11576 9255 53647 30
2006 12270 10187 61533 31
2007 13512 11286 68699 38
2008 15763 12636 75955 41
2009 17521 13867 87019 57
2010 20542 15416 100071 66
2011 23527 16490 108725 71
2012 26475 18603 120257 81
Việc chỉ chú trọng phát triển nguồn điện để đáp ứng cho nhu cầu phụ tải tăng
trƣởng với tốc độ cao mà không có các biện pháp hạn chế dòng điện ngắn
mạch kèm theo một cách đồng bộ sẽ dẫn tới hậu quả là dòng điện ngắn mạch
tăng cao.

- 17/121 -
Theo qui định đấu nối thì dòng điện cắt ngắn mạch tối đa của hầu hết các thiết
bị cắt trên hệ thống điện Việt Nam là 40kA. Tuy nhiên theo kết quả tính toán
thu đƣợc trong thời gian vừa qua thì dòng ngắn mạch cao nhất có thể đạt mức
39kA tại một vài vị trí (nhƣ thanh cái 220kV Phú , Phú Lâm..).
Mỹ
Để đảm bảo an toàn vận hành các thiết bị trên lƣới điện, ngành điện mà cụ thể
là Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia đã buộc phải tính toán để thay đổi kết
lƣới bằng cách tách thanh cái 220kV (mở MC liên lạc giữa 2 thanh cái) tại
một số nơi nhƣ trạm biến áp 500/220kV Phú Mỹ, Phú Lâm, Hóc Môn nhằm
:
hạn chế trị số dòng điện ngắn mạch khi xảy ra sự cố. Giải pháp này tuy hạn
chế đƣợc giá trị dòng điện ngắn mạch xuống dƣới mức 40kA nhƣng lại có
những hạn chế đi kèm, đó là tăng tổn thất công suất, tổn thất điện năng hệ
thống điện, làm giảm độ linh hoạt và tin cậy cung cấp điện cho phụ tải trong
khi điều kiện về chất lƣợng điện năng là một yếu tố ngày càng đƣợc chú trọng
để cải thiện tốt hơn.
2.3.2 Dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 500kV
Thời điểm tính toá với cấu hình lƣới
n : 9/20 .
13
Phạm vi tính toán: Các nút (thanh cái) 500kV của các trạm biến áp
500/220kV.
Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch tại các nút 500kV nhƣ sau:
Bảng Dòng ngắn mạch trên lƣới điện 500kV
2-12
Thanh cái
Dòng ngắn mạch (kA)
3 pha 1 pha
Thƣờng Tín 9.04 9.07
Quảng Ninh 11.37 9.77
Hoà Bình 8.64 9.04
Sơn La 12.43 12.65
Nho Quan 10.38 9.95

- 18/121 -
Hiệp Hòa 6.45 5.94
Hà Tĩnh 9.09 7.35
Đà Nẵng 11.08 10.07
Dốc Sỏi 11.16 9.03
Plêiku 15.33 14.38
Ialy 14.05 13.63
Đăk Nông 11.35 10.52
Di Linh 15.17 10.04
Tân Định 16.12 14.26
Phú Lâm 19.62 19.38
Nhà Bè 20.28 20.96
Phú Mỹ 2.2 18.89 20.21
Phú Mỹ 3 18.70 19.92
Phú Mỹ 4 18.91 20.23
Sông Mây 7.81 9.22
Phú Mỹ 19.06 20.49
Ô Môn 6.98 5.97
Qua bảng số liệu trên,chúng ta thấy dòng điện ngắn mạch lớn trên lƣới điện
500kV tập trung chủ yếu ở khu vực Phú Mỹ, Nhà Bè, Phú Lâm ( Inm =
18,7kA 20,23kA)
– do đây là khu vực có mật độ nguồn điện tập trung cao.
Tuy nhiên ta thấy các giá trị dòng ngắn mạch nhỏ nhất khoảng 6kA –
vào
10kA, lớn nhất khoảng 20kA, nhƣ thế còn thấp hơn nhiều so với dòng cắt
định mức của máy cắt cũng nhƣ quy định của “Quy định đấu nối” do Bộ
Công nghiệp (nay là Bộ Công Thƣơng ban hành) là 40kA.
Thời điểm tính toán với cấu hình lƣới: 9/20 .
13

- 19/121 -
Phạm vi tính toán: Các nút (thanh cái) 220kV của các trạm biến áp
220/110kV.
Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch cho lƣới điện 220kV năm 2012 xem
phụ lục . Các tính toán đƣợc thực hiện với cấu hình tách thanh cái tại các
...
trạm biến áp Phú Mỹ, Phú Lâm để hạn chế dòng điện ngắn mạch, cụ
, Nhà Bè
thể nhƣ sau:
- Tách thanh cái 220kV và 110kV Phú Lâm tại các máy cắt: 200A, 100A.
- Tách thanh cái 220kV Phú Mỹ tại các máy cắt: 200A, 200B.
- Tách thanh cái 220kV Nhà Bè 212
tại máy cắt:
Một số nút có dòng điện ngắn mạch lớn (sau khi đã tách thanh cái):
Bảng Các trạm biến áp 220kV có dòng ngắn mạch lớn
2-13:
Trạm biến áp
Inm (kA) Icắt đm_Máy
cắt (kA)
3 pha 1 pha
Hoà Bình 26.3 33.8 40
Phả Lại 25.8 27.1 31.5
Thƣờng Tín 20.5 23.2 40
Vật Cách 18.2 17.8 40
Tràng Bạch 20.5 20.5 40
Đà Nẵng 12.8 15.4 40
Plêiku 12.2 13.9 40
Nhà Bè 34.93 39.68 40
Nam Sài Gòn 34.09 36.02 40
Hóc Môn 33.03 30.10 31.5
Phú Lâm_C21 29.43 30.12 31.5
Phú Lâm_C22 29.11 30.02 31.5
Long Bình 28.91 23.64 31.5/40
Phú Mỹ C22-25 29.25 35.31 40

- 20/121 -
Phú Mỹ C21-24 32.46 33.70 40
Nhận xét:
Hệ thống điện miền Trung có dòng ngắn mạch trên lƣới điện 220kV nhỏ, giá
trị này ở hầu hết các trạm biến áp nhỏ hơn 10kA, chỉ có 2 trạm có dòng ngắn
mạch lớn hơn 10kA là Đà Nẵn 13kA). Điều này phản ánh
g và Plêiku (~ 12-
thực tế hệ thống điện miền Trung là một hệ thống nhỏ với đầu mối cấp điện
chính là các trạm biến áp 500kV Đà Nẵng và Plêiku. Nguồn điện có công suất
lớn nhất trên địa bàn là Nhà máy thủy điện Ialy không phát trực tiếp vào lƣới
điện miền Trung mà phát thẳng lên hệ thống 500kV. Các nhà máy điện còn
lại (Sê San 3, Sê San 3A, Vĩnh Sơn, Sông Hinh, Quảng Trị) đều là có quy mô
vừa và nhỏ nên mức độ ảnh hƣởng đến dòng điện ngắn mạch không nhiều.
Dòng điện ngắn mạch tại các nút 220kV trên hệ thống điện miền Bắc nhìn
chung có trị số cao hơn so với hệ thống điện miền Trung. Ngoại trừ một số
nút xa nguồn có dòng ngắn mạch nhỏ (Nghi Sơn ~ 3kA, Vinh ~ 5kA, Thanh
Hoá ~ 6.5kA, Thái Bình ~ 8kA, Nam Định ~ 9kA,...), dòng ngắn mạch hầu
hết nằm trong khoảng 10 20kA. Các nút có trị số dòng ngắn mạch lớn hơn
-
20kA là Tràng Bạch (20.5kA), Thƣờng Tín (20.5kA), Hà Đông (20.9kA), Phả
Lại (25.8kA), Hoà Bình (26.3kA). Đây đều là các nút nguồn lớn của hệ thống
điện miền Bắc (Thuỷ điện Hoà Bình, Nhiệt điện Phả Lại, Uông Bí, trạm biến
áp 500kV Thƣờng Tín). So với tiêu chuẩn cho phép về giá trị dòng ngắn
mạch của “Quy định đấu nối” (40kA) thì có thể nói chỉ tiêu này đối với hệ
thống điện miền Bắc vẫn nằm trong giới hạn an toàn.
Hệ thống điện miền Nam là khu vực có dòng ngắn mạch lớn nhất trên toàn hệ
thống điện quốc gia. Ngoại trừ các nút ở miền Tây Nam bộ và phía Bắc của
Đông Nam bộ (khu vực có ít nguồn điện) có dòng ngắn mạch thấp (<20kA),
hầu hết các trạm khu vực Phú Mỹ và lân cận có dòng ngắn mạch rất cao mặc
dù đã phải dùng giải pháp tách thanh cái từ cuối năm 2005.

- 21/121 -
Một số trạm biến áp có dòng ngắn mạch cao nhƣ Nhà Bè (~40kA), Nam Sài
Gòn (~36kA), Phú Mỹ (~35kA), Phú Lâm (~30kA), Long Bình (~29kA).
Các giá trị này đều đã xấp xỉ với dòng cắt định mức của thiết bị đóng cắt
(31.5kA, 40kA).
Theo tính toán, nếu không áp dụng giải pháp hạn chế nào thì đến thời điểm
2010 59.3
, dòng ngắn mạch tại Phú Mỹ có thể đạt tới trị số kA, tại Phú Lâm
đạt tới 45.7kA.
Bảng Dòng điện ngắn mạch tại Phú Mỹ, Phú Lâm giai đoạn 2006
2-14: -2010
Nút
2006 2007 2008 2009 2010
In(1)
In(3)
In(1)
In(3)
In(1)
In(3)
In(1)
In(3)
In(1)
In(3)
Phú Mỹ 50.7 42.5 53.7 44.5 56.9 46.1 58.3 49 59.3 50.5
Phú Lâm 36.3 31.4 39.2 33.5 40.9 35.8 41.3 37 45.7 39.3
Dòng điện ngắn mạch tại Phú Mỹ, Phú Lâm
0
10
20
30
40
50
60
70
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Năm
(kA)
Inm(1)_Phú Mỹ
Inm(3)_Phú Mỹ
Inm(1)_Phú Lâm
Inm(3)_Phú Lâm
Hình 2-3 Dòng điện ngắn mạch tại Phú Mỹ, Phú Lâm giai đoạn 2006-2010
Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 110kV (thời điểm
12/2012) cho thấy:

- 22/121 -
Nhìn chung trị số dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 110kV đều không vƣợt
quá 31.5kA theo quy định của “Quy định đấu nối”.
Phân bố trị số dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 110kV cũng tƣơng tự nhƣ
đối với cấp điện áp 500kV và 220kV là tập trung cao trên lƣới điện miền
Nam, mức độ trung bình đối với lƣới điện miền Bắc và thấp nhất đối với lƣới
điện miền Trung.
Dòng điện ngắn mạch lớn tập trung chủ yếu trên lƣới điện miền Nam với một
số trạm biến áp có trị số gần đến ngƣỡng 31.5kA (Nhà Bè, Phú Mỹ, Việt
Thành, Phú Định, Vikimco). Khoảng 25 trạm (14%) có dòng ngắn mạch trên
mức 20kA.
Dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 110kV miền Bắc nhìn chung nằm trong
giới hạn an toàn. Khoảng 10 trạm (chiếm 5%) có dòng ngắn mạch trên mức
20kA.
Dòng ngắn mạch trên lƣới điện 110kV miền Trung lớn nhất đạt ~15kA.
Kết quả tính toán chi tiết xem phụ lục 7.
2.3.5 Đánh giá hiện trạng và xác định đối tƣợng cần xử lý
Qua kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch cho toàn hệ thống có thể thấy
rằng:
- Dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 500kV nằm trong giới hạn cho phép.
- Dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 220kV, đặc biệt ở Phú Mỹ và vùng
phụ cận tăng rất cao, vƣợt quá khả năng cắt của các thiết bị đóng cắt. Mặc
dù giải pháp tách lƣới đã đƣợc thực hiện tại một số điểm nhƣng không hạn
chế đƣợc triệt để vấn đề này.
- Dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 110kV về cơ bản nằm trong giới hạn
cho phép. Tuy nhiên, tại một số điểm trên hệ thống điện miền Nam cũng bị
tăng cao cục bộ (Hóc Môn, Long Bình...).

- 23/121 -
Nhƣ vậy, vấn đề dòng điện ngắn mạch tăng cao của hệ thống điện Việt Nam
xảy ra chủ yếu ở lƣới truyền tải cấp điện áp 220kV tại khu vực có mật độ
nguồn điện tập trung lớn là Phú Mỹ và vùng lân cận (Nhà Bè, Phú Lâm).
Do các thiết bị đóng cắt hiện tại chỉ có khả năng làm việc với dòng ngắn
mạch tối đa là 40kA (trừ trạm Tao Đàn là 50kA) nên buộc phải có giải pháp
để hạn chế dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện 220kV (đặc biệt là khu vực
Phú Mỹ xuống dƣới mức chịu đựng của thiết bị.
)

- 24/121 -
3. CHƢƠNG III: GIẢI PHÁP HẠN CHẾ
CÁC DÒNG ĐIỆN NGẮN
MẠCH
3.1 Các vấn đề về dòng điện ngắn mạch
Nhƣ các phần trên ta đã phân tích thì hiện tƣợng ngắn mạch trong hệ thống
điện là một vấn đề luôn luôn đƣợc quan tâm một cách thƣờng xuyên và
nghiêm túc. Với một hệ thống điện càng lớn thì vấn đề dòng điện ngắn mạch
lại càng trở lên phức tạp hơn. Trong vận hành hệ thống điện thì ngắn mạch là
một dạng sự cố xảy ra ngoài sự mong muốn, vì vậy chúng ta cần phải tìm
hiểu kỹ để đƣa ra đƣợc những giải pháp tốt nhất nhằm khắc phục những hậu
quả do dòng điện ngắn mạch gây ra.
Trong hệ thống điện, ngắn mạch là hiện tƣợng các pha chập nhau hoặc trong
trƣờng hợp hệ thống có trung tính nối đất (hay hệ thống 4 dây) – chỉ hiện
tƣợng các pha chập nhau và chập đất (hay chập dây trung tính).
Tại thời điểm ngắn mạch, tổng trở của toàn hệ thống giảm xuống, mức độ
nhiều hay ít phụ thuộc vào điểm ngắn mạch ở gần hay xa nguồn. Dòng điện
lúc đó tăng lên và điện áp các điểm trong hệ thống giảm xuống, nhất là các
điểm ở gần chỗ ngắn mạch.
Nếu trung tính của hệ thống điện nối đất trực tiếp hoặc nối đất qua tổng trở bé
thì gọi là hệ thống có dòng điện nối đất lớn. Nếu trung tính của hệ thống điện
không nối đất hay nối đất qua tổng trở lớn hoặc cuộn diệt hồ quang gọi là hệ
thống có dòng điện nối đất bé.
Trong hệ thống có dòng điện nối đất lớn có các loại ngắn mạch:
-Ngắn mạch 3 pha (3 pha chập nhau).
- Ngắn mạch 2 pha (2 pha chập nhau).
- Ngắn mạch 1 pha (1 pha chạm đất hoặc chập dây trung tính).
- Ngắn mạch 2 pha nối đất (hai pha chập nhau đồng thời chạm đất).

- 25/121 -
Tổng quan các hiện tƣợng ngắn mạch ta có thể biểu diễn qua hình vẽ sau:
Hình 3-1 Các dạng ngắn mạch
Ngắn mạch 3 ph là loại ngắn mạch đơn giản nhất (đối xứng), cả 3 pha đều
a
đƣợc đặt dƣới điện áp nhƣ nhau và lệch pha nhau 1200
. Các loại ngắn mạch
còn lại là không đối xứng vì điện áp các pha khác nhau, do đó dòng điện cũng
khác nhau và lệch pha nhau nói chung khác 1200
.
Trƣờng hợp hệ thống điện có dòng điện nối đất bé thì một pha chạm đất
không tạo thành ngắn mạch, ngắn mạch 2 pha nối đất sẽ tạo thành ngắn mạch
2 pha (vì dòng điện ngắn mạch không đi qua đất). Nhƣ vậy trong hệ thống
này chỉ còn hai trƣờng hợp ngắn mạch: 3 pha và 2 pha.
3.1.1 Nguyên nhân gây ra dòng điện ngắn mạch
Nguyên nhân chung và chủ yếu sinh ra ngắn mạch là do cách điện bị hỏng.
Lý do làm cho cách điện bị hỏng có thể do: Cách điện bị già cỗi khi làm việc
Dạng ngắn mạch Ký hiệu Xác suất xảy ra
N(3)
N(2)
N(1)
N(1,1)
5%
10%
65%
20%

- 26/121 -
lâu ngày, chịu tác động cơ khí gây vỡ nát, bị tác động của nhiệt độ phá huỷ
môi chất, xuất hiện điện trƣờng mạnh làm phóng điện chọc thủng vỏ bọc...
Những nguyên nhân tác động cơ khí có thể do con ngƣời (đào đất, thả diều...),
do loài vật (rắn bò, chim đậu...) hoặc gió bão làm gãy cây, đổ cột, dây dẫn
chập nhau...
Sét đánh gây phóng điện cũng là một nguyên nhân đáng kể gây ra hiện tƣợng
ngắn mạch (tạo ra hồ quang điện giữa các dây dẫn).
Ngắn mạch còn có thể do thao tác nhầm, ví dụ đóng điện sau sửa chữa mà
chƣa tháo dây nối đất.
3.1.2 Tác hại của dòng điện ngắn mạch
Đối với hệ thống điện mà cụ thể là các thiết bị điện tham gia trong hệ thống
thì ngắn mạch là một loại sự cố nguy hiểm hi ngắn mạch dòng điện đột
. K
ngột tăng lên rất lớn, dòng điện này chạy trong các phần tử của hệ thống điện
gây ra những tác hại nhƣ:
- Phát nóng cục bộ rất nhanh, nhiệt độ tăng cao, gây cháy nổ.
- Sinh ra ứng lực cơ khí lớn giữa các phần của thiết bị điện, làm biến dạng
hoặc gãy vỡ các bộ phận (sứ đỡ, thanh dẫn...).
- Gây sụt áp lƣới điện làm động cơ ngừng quay, ảnh hƣởng đến năng suất
làm việc của máy móc, thiết bị.
- Gây ra mất ổn định hệ thống điện do các máy phát bị mất cân bằng công
suất, quay theo các vận tốc khác nhau dẫn đến mất đồng bộ.
- Tạo ra các thành phần dòng điện không đối xứng gây can nhiễu đƣờng dây
thông tin ở gần.
- Nhiều phần của mạng điện bị cắt ra để loại trừ điểm ngắn mạch, làm gián
đoạn cung cấp điện.

- 27/121 -
Trong trƣờng hợp xấu nhất là dòng điện ngắn mạch gây cháy nổ, hƣ hỏng
thiết bị, nhất là các thiết bị đóng cắt trên hệ thống thì tác hại gây ra rất lớn
là
bởi việc gián đoạn cung cấp điện hoặc bắt buộc phải thay đổi phƣơng thức
vận hành khác (kém kinh tế hơn) sẽ xảy ra, ít nhất là trong thời gian đầu tƣ,
lắp đặt thiết bị thay thế khác. Đây là điều khó chấp nhận đối với cả ngƣời vận
hành hệ thống điện cũng nhƣ các đơn vị, cá nhân quản lý, sử dụng điện, nhất
là trong điều kiện hội nhập kinh tế quốc tế hiện nay.
3.1.3 Xu thế tăng cao của dòng điện ngắn mạch
Sự phát triển của hệ thống điện theo thời gian từ quy mô nhỏ đến quy mô lớn
là xu thế tất yếu xảy ra ở tất cả các quốc gia và vùng lãnh thổ nhằm đáp ứng
nhu cầu phát triển của nền kinh tế xã hội. Công suất nguồn phát tăng lên
-
đồng nghĩa với dòng điện ngắn mạch cũng tăng lên ở tất cả các cấp điện áp
trong hệ thống.
Ngày nay, cùng với việc tái cơ cấu từ mô hình độc quyền tích hợp ngành dọc
sang phân tách riêng các khâu phát điện, truyền tải và phân phối là xu thế liên
kết lƣới điện thành các hệ thống liên vùng, liên quốc gia. Điều này giúp cho
các hệ thống điện vận hành kinh tế và linh hoạt hơn do phát huy đƣợc tính
cạnh tranh trong các khâu của quá trình sản xuất, kinh doanh điện cũng nhƣ
khai thác đƣợc lợi thế về nguồn nhiên liệu sơ cấp một cách triệt để.
Tuy nhiên, việc đấu nối các nhà máy điện độc lập vào lƣới truyền tải hoặc
phân phối đã làm cho dòng điện ngắn mạch tăng cao, vƣợt quá ngƣỡng chịu
đựng của thiết bị trong khi điều này lại chƣa đƣợc xem xét một cách kỹ lƣỡng
trong các kế hoạch dài hạn trong quá khứ. Đây là vấn đề khó khăn đối với
những ngƣời vận hành hệ thống điện, nhất là ở các hệ thống điện lớn và là
tiền đề để tiến hành các nghiên cứu và phát triển các thiết bị hạn chế dòng
điện ngắn mạch.

- 28/121 -
3.2 Cơ sở lý thuyết và phƣơng pháp nghiên cứu
3.2.1 Cơ sở lý thuyết
Trong mọi trƣờng hợp, dòng điện ngắn mạch đƣợc tính toán trên thƣơng số
giữa sức điện động đẳng trị và trở kháng tƣơng đƣơng đến điểm ngắn mạch:
tđ
đt
N
X
E
I
Nhƣ vậy có thể dễ dàng thấy rằng dòng điện ngắn mạch sẽ có thể đƣợc hạn
chế khi tăng trở kháng tƣơng đƣơng.
Trở kháng có thể đƣợc tăng thêm bằng cách đặt các kháng điện nối tiếp (tại
đầu cực máy phát, tại các vị trí thích hợp trong trạm biến áp: xuất tuyến
đƣờng dây, ngăn lộ tổng máy biến áp, phân đoạn thanh cái...) hoặc tác động
tới phần tử trong hệ thống điện:
các
- Tăng trở kháng máy phát.
- Tăng trở kháng máy biến áp tăng áp.
- Tăng trở kháng máy biến áp truyền tải, phân phối
- Tách lƣới (trở kháng giữa hai mảng lƣới tăng lên đến vô cùng).
Có thể dễ dàng thấy rằng các giải pháp trên đều có chung một nhƣợc điểm là
luôn tạo ra lƣợng trở kháng gia tăng trong cả trƣờng hợp vận hành bình
thƣờng. Đây là tác dụng phụ tiêu cực bởi nó đồng nghĩa với việc sẽ sinh ra
một lƣợng tổn thất công suất, tổn thất điện áp do năng lƣợng tiêu hao trên trở
kháng tăng thêm. Trị số của lƣợng tổn thất này nhiều hay ít phụ thuộc vào kết
cấu lƣới điện cũng nhƣ giải pháp áp dụng.
Sẽ là lý tƣởng khi sử dụng thiết bị không hoạt động trong chế độ vận hành
bình thƣờng mà chỉ kích hoạt để tăng điện kháng trong chế độ sự cố để hạn
chế dòng ngắn mạch.

- 29/121 -
Đối với các dạng ngắn mạch không đối xứng, điện kháng thứ tự không có thể
đƣợc tăng lên (để hạn chế dòng điện ngắn mạch 1 pha) khi:
- Nối đất trung tính của máy biến áp (có trung tính nối đất trực tiếp) qua một
điện trở nhỏ.
- Một số máy biến áp có điều kiện phù hợp (thông thƣờng có điện áp định
mức nhỏ hơn 110kV) có thể chuyển sang làm việc với trung tính cách điện.
Trong trƣờng hợp này trung tính của máy biến áp phải đƣợc bảo vệ bằng
bộ chống sét thích ứng Tuy nhiên, giải pháp này không thể áp dụng đối với
.
các máy biến áp truyền tải có cấp điện áp trên 110kV do điểm trung tính
của các máy biến áp này buộc phải làm việc ở chế độ nối đất trực tiếp.
3.2.2 Trình tự tính toán kiểm tra dòng điện ngắn mạch
Trên cơ sở lý thuyết tính toán dòng điện ngắn mạch đã đƣợc trình bày sơ qua
ở trên, ta đƣa ra trình tự thực hiện và các yếu tố tham chiếu trong tính toán xử
lý dòng điện ngắn mạch tăng cao trong hệ thống điện nhƣ sau:

- 30/121 -
Hình 3-2 Trình tự tính toán kiểm tra dòng điện ngắn mạch
3.3 Các giải pháp đã đƣợc áp dụng và ƣu nhƣợc điểm.
,
Sự phát triển của nguồn điện và tăng cƣờng liên kết lƣới điện dẫn tới kết quả
tất yếu là dòng điện ngắn mạch tăng cao. Tuy nhiên, khả năng cắt ngắn mạch
của thiết bị ở mỗi cấp điện áp chỉ ở một giới hạn nhất định nên trong vận
Tính toán ngắn mạch
toàn hệ thống
Xác định các nút vi
phạm (1)
Giải pháp xử lý
Tính toán ngắn mạch
theo danh sách (1)
Kết thúc
Inm (1)
Inm (3)
Thông số thiết bị
Quy phạm kỹ thuật
Theo cấp điện áp
Theo vùng địa lý
Ràng buộc kỹ thuật
Ràng buộc kinh tế
Ràng buộc thời gian
Thông số thiết bị
Quy phạm kỹ thuật
Inm (1)
Inm (3)
Đánh giá tình trạng
dòng ngắn mạch
Đánh giá tình trạng
dòng ngắn mạch
Đạt
Không đạt
Không
đạt
Đạt
Các yếu tố tham chiếu Trình tự tính toán

- 31/121 -
hành cũng nhƣ quy hoạch hệ thống điện phải xét tới các giải pháp để hạn chế
dòng điện ngắn mạch.
Việc nghiên cứu và phát triển các thiết bị hạn chế dòng ngắn mạch đƣợc tiến
hành song song với quá trình phát triển hệ thống điện. Trƣớc đây, hầu hết các
nghiên cứu không tập trung theo hƣớng hạn chế dòng ngắn mạch mà chủ yếu
dựa trên tiêu chí cô lập sự cố để hạn chế tác hại tới các thiết bị điện. Một số
các giải pháp đƣợc áp dụng khá phổ biến nhƣ sử dụng các máy cắt có dòng
cắt ngắn mạch lớn, các máy biến áp có trở kháng cao, cầu chì hạn chế ngắn
mạch, kháng điện lõi không khí hay tách lƣới. Các giải pháp này đều có vấn
đề bất lợi tồn tại: Nâng cấp thiết bị đóng cắt đòi hỏi chi phí đầu tƣ lớn, máy
biến áp trở kháng cao gây tổn thất lớn, cầu chì chỉ áp dụng cho dòng ngắn
mạch nhỏ và phải thay thế bằng tay. Kháng điện gây điện áp rơi, tổn thất công
suất cả trong chế độ vận hành bình thƣờng lẫn sự cố và thƣờng cần phải lắp
đặt thêm tụ điện để bù vô công. Tách lƣới vừa gây tăng chi phí (do tăng tổn
thất) vừa làm giảm độ tin cậy và linh hoạt cung cấp điện.
Về cơ bản, thiết bị hạn chế dòng điện ngắn mạch cần có các đặc điểm sau
đây:
- Đáp ứng nhanh,
- Không tác động trong chế độ vận hành bình thƣờng,
- Có khả năng hạn chế dòng sự cố,
- Tuổi thọ thiết bị cao,
- Có khả năng tự phục hồi,
- Tỷ số lợi nhuận/chi phí lớn.
Tuy nhiên, việc đáp ứng đồng thời các tiêu chí nêu trên là vấn đề không hề dễ
dàng đối với các nhà sản xuất thiết bị.

- 32/121 -
Để hiểu rõ hơn về từng thiết bị hạn chế dòng điện ngắn mạch hiện đang đƣợc
áp dụng trong hệ thống điện, ta sẽ phân tích kỹ hơn đối với từng thiết bị đó
trong phần tiếp theo.
Ƣu nhƣợc điểm của các biện pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch truyền thống
tóm tắt trong bảng sau:
Bảng Ƣu nhƣợc điểm của các giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch
3-1:
Giải pháp/thiết bị Ƣu điểm Nhƣợc điểm
Máy biến áp trở
kháng cao
Ứng dụng rộng
rãi
Hiệu quả hệ thống giảm do làm
tăng tổn thất trong mọi chế độ.
Cầu chì Đơn giản
Tác động thƣờng xuyên.
Phải thay thế bằng tay.
Kháng điện lõi
không khí
Tiện dụng
Gây ra điện áp rơi.
Gây tổn thất công suất trong chế
độ vận hành bình thƣờng.
Thay đổi cấu hình
lƣới điện
Thích hợp đối với
những khu vực có
lƣới điện phát
triển nhanh.
Giảm độ tin cậy hệ thống.
Giảm linh hoạt trong vận hành.
Tăng chi phí (cho máy cắt thƣờng
mở).
Qua phân tích trên, ta có thể chia các biện pháp hạn chế dòng ngắn mạch
thành 2 nhóm: Tiêu cực và Tích cực.
- Nhóm biện pháp tiêu cực: Làm tăng tổng trở hệ thống ở cả chế độ vận hành
bình thƣờng và chế độ sự cố.
- Nhóm biện pháp tích cực: Tổng trở rất nhỏ trong chế độ vận hành bình
thƣờng và tăng nhanh trong chế độ sự cố.

- 33/121 -
Hình 3-3: Phân loại các giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch
Vấn đề dòng ngắn mạch tăng cao có các giải pháp xử lý truyền thống nhƣ
nâng cấp (nâng mức dòng cắt định mức) thiết bị đóng cắt và các thiết bị liên
quan khác, thay đổi cấu hình lƣới điện hoặc sử dụng cấp điện áp cao hơn.
Các giải pháp tối ƣu hơn để thay thế cho các lựa chọn truyền thống nêu trên là
sử dụng các thiết bị hạn chế dòng sự cố (Fault current Limiter – FCL) hoặc
kháng hạn chế dòng điện (Current limiting Reactor – CLR).
Với thì công dụng rất lớn là hạn chế dòng sự cố và cho phép thiết bị làm
FCL
việc trong tất cả các chế độ vận hành, kể cả vận hành bình thƣờng và sự cố.
Tại Cộng hòa liên bang Đức, việc ứng dụng FCL siêu dẫn bắt đầu thực hiện
từ năm 2004 ở cấp điện áp 10kV. Qua thực tế vận hành thì dòng điện ngắn
Biện
pháp
tiêu
cực
Biện
pháp
tích
cực
 Tách lƣới.
 Tách thanh cái.
 Sử dụng cấp điện áp cao hơn.
 Máy biến áp có tổng trở ngắn mạch cao.
 Kháng điện hạn chế dòng ngắn mạch.
 Cầu chì cao áp (<1kA, <36kV).
 Thiết bị hạn chế Is (<4kA, <36kV).
Các tiếp cận mới:
 Thiết bị hạn chế dòng ngắn mạch .
siêu dẫn
(Superconducting fault current limiter-SCFCL).
 Điện trở nhiệt hệ số tích cực (Positive Temperature
Coefficient Resistors PTC resistors).
–
 Thiết bị hạn chế dòng ngắn mạch (Liquid metal
FCL).
 Thiết bị hạn chế dòng ngắn mạch (Solid state FCL).
 Các hệ thống ghép (Hybrid FCL).
Giải
pháp
thay
đổi
cấu
hình
Giải
pháp
thay
thế,
sử
dụng
thiết
bị

- 34/121 -
mạch đã đƣợc hạn chế từ 14kA xuống còn 8kA. Tại Nhật Bản, FCL đƣợc áp
dụng đầu tiên tại Công ty Điện lực Tohoku từ năm 1998.
Kháng hạn chế dòng điện đƣợc áp dụng rộng rãi tại Brazil. Mặc dù có
CLR
những tồn tại nhất định nhƣng giải pháp này vẫn còn kinh tế hơn so với việc
phải thay thế thiết bị. Nhƣợc điểm lớn nhất của CLR là điện áp phục hồi quá
độ (TRV) tăng cao trên cực máy cắt trong quá trình sự cố.
Ta sẽ lần lƣợt phân tích từng giải pháp áp dụng hạn chế dòng điện ngắn mạch
trong hệ thống điện.
3.3.1 Nâng cấp thiết bị
Giải pháp tự nhiên nhất để hạn chế các thiệt hại gây ra bởi dòng điện ngắn
mạch là nâng cấp các thiết bị (chủ yếu là máy cắt) sao cho dòng sự cố nếu xảy
ra sẽ nhỏ hơn dòng cắt cho phép của thiết bị mới đƣợc thay thế. Đây không
phải là giải pháp để hạn chế dòng điện ngắn mạch mà là biện pháp để “sống
chung” với dòng ngắn mạch lớn. Trong trƣờng hợp này, tính linh hoạt trong
vận hành hệ thống đƣợc đảm bảo do tất cả các thiết bị trên lƣới điện đều có
thể vận hành trong các chế độ.
Đối với giải pháp này ngoài yếu tố về chi phí cao khi sử dụng các thiết bị có
dòng cắt định mức lớn còn phải xem xét các yếu tố kỹ thuật liên quan khác.
Đối với các công trình xây dựng mới thì các vấn đề phát sinh không ảnh
hƣởng đáng kể nhƣng đối với các trạm đang vận hành thì việc thay thế thiết bị
toàn trạm là rất khó khăn và phức tạp.
Khi thay thế thiết bị mới có thể sẽ phải thay đổi cả thiết kế, kết cấu xây dựng,
thí nghiệm hiệu chỉnh..., đòi hỏi thời gian thi công kéo dài. Hơn nữa, việc cô
lập thiết bị khỏi vận hành để thay thế hoặc đáp ứng các yêu cầu về an toàn
trong thi công sẽ gây gián đoạn cung cấp điện. Đối với các trạm cung cấp
điện phục vụ dân sinh thì thiệt hại về kinh tế do việc ngừng cấp điện còn có
thể ở mức độ chấp nhận đƣợc nhƣng đối với các phụ tải công nghiệp, đặc biệt

- 35/121 -
là các dây truyền sản xuất công nghệ cao và liên tục thì việc tách thiết bị gây
gián đoạn cung cấp điện trong thời gian dài rất khó đƣợc chấp nhận.
Một yếu tố quan trọng khác cần xem xét là dòng điện ngắn mạch có khả năng
vƣợt quá dòng cắt cho phép của các máy cắt trên thị trƣờng hay không. Hiện
nay, đối với cấp điện áp 220kV, dòng cắt ngắn mạch của máy cắt thông
thƣờng là 31,5kA, 40kA và cá biệt tới 63kA. Tuy nhiên, trên thực tế, nhất là
đối với các hệ thống điện lớn thì dòng điện ngắn mạch hoàn toàn có khả năng
vƣợt quá trị số này. Nhƣ vậy, giải pháp nâng cấp thiết bị cũng không thể giải
quyết vấn đề một cách triệt để. Nó chỉ phát huy tác dụng đối với những hệ
thống điện vừa và nhỏ. Trong xu thế liên kết hệ thống điện phát triển mạnh
mẽ nhƣ hiện nay đòi hỏi phải có các giải pháp xử lý thích hợp hơn.
3.3.2 Giải pháp thay đổi cấu hình lƣới điện
Trên thực tế, giải pháp thay đổi cấu hình lƣới điện (tách lƣới) là giải pháp đơn
giản, ít tốn kém hơn so với phƣơng án nâng cấp các thiết bị đóng cắt Nhƣợc
.
điểm của giải pháp này là làm giảm tính linh hoạt trong vận hành hệ thống
điện, tăng tổn thất công suất, tổn thất điện năng do có một lƣợng công suất bị
cƣỡng bức truyền tải phi tự nhiên.
Đối với các hệ thống điện phát triển nhanh, có dòng điện ngắn mạch vƣợt quá
mức cho phép của thiết bị nhƣng chƣa có giải pháp nào để xử lý một cách
triệt để và phù hợp thì có thể coi tách lƣới nhƣ một bƣớc trung gian để đảm
bảo an toàn vận hành hệ thống điện, tránh nguy cơ hƣ hỏng thiết bị do dòng
điện ngắn mạch khi xảy ra sự cố.

- 36/121 -
Hình 3-3 Giải pháp tách thanh cái tại trạm biến áp
Trong hình vẽ máy cắt đóng, nếu có ngắn mạch xảy ra ở vị trí N1
(a), CB1
(hoặc N2) thì dòng ngắn mạch tổng sẽ bao gồm 10 thành phần từ 10 xuất
tuyến đƣờng dây. Trong hình vẽ , khi máy cắt mở, nếu có ngắn mạch
(b) CB1
xảy ra tại N1 thì dòng điện này chỉ có các thành phần từ các xuất tuyến 1, 2,
3, 7, 8 và tƣơng tự đối với điểm N2, dòng ngắn mạch chỉ bao gồm các thành
phần từ các xuất tuyến 3, 4, 5, 9, 10. Nhƣ vậy, dòng điện ngắn mạch giảm đi
do giảm đƣợc nguồn cung cấp công suất ngắn mạch đến điểm sự cố (trở
kháng giữa hai hệ thống thanh cái đƣợc tăng lên đến vô cùng).
3.3.3 Giải pháp sử dụng cấp điện áp cao hơn
Với cùng một quy mô công suất nhƣ nhau, ở cấp điện áp càng cao thì dòng
làm việc bình thƣờng cũng nhƣ dòng điện ngắn mạch càng giảm Vấn đề này
.
là quá rõ ràng, tuy nhiên chỉ có ý nghĩa khi thiết kế một hệ thống điện mới.
Chính vì vậy mà trong tổng sơ đồ VII đã đƣợc phê duyệt thì các công trình
xây dựng mới là những công trình có cấp điện áp cao (có thể lên tới 800kV).
Đối với một hệ thống điện đang vận hành, việc cải tạo, nâng cấp để sử dụng
cấp điện áp cao hơn là một vấn đề vô cùng phức tạp do liên quan đến nhiều
vấn đề cả về kinh tế và kỹ thuật (trong khi lại có thể áp dụng các biện pháp
1 2 3 4 5 6
7 8 9 10
N1 N2
1 2 3 4 5 6
7 8 9 10
N1 N2
CB1 CB1
a b

- 37/121 -
khác hiệu quả hơn trong vấn đề hạn chế dòng điện ngắn mạch). Tính khả thi
trong trƣờng hợp này là rất thấp.
3.3.4 Lắp đặt kháng hạn chế dòng ngắn mạch
Lắp đặt kháng hạn chế dòng ngắn mạch thực chất là là giải pháp làm tăng trở
kháng của hệ thống, qua đó làm hạn chế dòng điện ngắn mạch khi có sự cố
xảy ra. Việc lắp đặt kháng điện để hạn chế dòng điện ngắn mạch ta có thể
thực hiện một cách linh hoạt, kháng có thể đƣợc lắp đặt ngay tại đầu cực máy
phát hoặc tại vị trí phân đoạn thanh cái hoặc các xuất tuyến đƣờng dây tại các
trạm biến áp.
Kháng phân đoạn thanh cái
Việc lắp đặt kháng phân đoạn thanh cái để giảm dòng ngắn mạch có các ƣu
điểm:
- Cho phép phân chia tải giữa các máy biến áp tốt hơn.
- Giảm công suất cắt ngắn mạch của thiết bị.
- Dòng ngắn mạch từ các nguồn cấp (máy biến áp, máy phát) đến điểm ngắn
mạch sẽ đƣợc hạn chế một cách đáng kể.
Nhƣợc điểm:
- Việc giảm dòng ngắn mạch từ mỗi ngăn riêng rẽ là không đáng kể.
- Tăng chi phí đầu tƣ
- Tăng tổn thất trong chế độ vận hành bình thƣờng.

- 38/121 -
Hình 3-4: Phƣơng thức lắp đặt kháng phân đoạn thanh cái
Kháng nối tiếp tại các ngăn nguồn cấp
Lắp đặt kháng nối tiếp tại các ngăn nguồn cấp (máy phát, máy biến áp) ngoài
những ƣu điểm nhƣ trƣờng hợp trên còn có thể hạn chế đƣợc giá trị dòng điện
ngắn mạch từ mỗi nguồn cấp riêng rẽ.
Tuy nhiên giải pháp này có nhƣợc điểm lớn là làm tăng tổn thất hệ thống.
cao
Hình 3-5: Phƣơng thức lắp đặt kháng nối tiếp tại các ngăn nguồn cấp
Kháng nối tiếp tại các ngăn xuất tuyến
Phƣơng thức lắp đặt kháng nối tiếp tại các ngăn xuất tuyến có khả năng hạn
chế tốt dòng ngắn mạch nhƣng đòi hỏi số lƣợng kháng điện sử dụng lớn tức là
chi phí đầu tƣ đồng nghĩa tăng cao.

- 39/121 -
Hình 3-6: Phƣơng thức lắp đặt kháng nối tiếp tại các ngăn xuất tuyến
3.3.5 Sử dụng máy biến áp có tổng trở ngắn mạch cao
Giải pháp sử dụng máy biến áp có tổng trở ngắn mạch cao về mặt tổng thể có
thể giải quyết đƣợc vấn đề hạn chế dòng điện ngắn mạch trong hệ thống điện.
Tuy nhiên, giải pháp này chỉ phát huy hiệu quả với điều kiện công tác quy
hoạch phát triển hệ thống đƣợc định hƣớng, thực hiện và tuân thủ một cách
nghiêm túc do một số nguyên nhân sau:
- Máy biến áp là thiết bị đắt tiền và chế độ việc liên tục không dễ
làm là nên
để cô lập thay thế, nhất là đối với các trạm chỉ có 1 máy biến áp.
- Tổng trở cao của một (hoặc một vài) máy biến áp không giải quyết đƣợc
vấn đề mà đòi hỏi sự đồng bộ và thống nhất trong việc đầu tƣ, cải tạo các
trạm biến áp để đảm bảo các máy biến áp trong toàn hệ thống đều có trị số
tổng trở ngắn mạch cao, nhất là đối với các máy biến áp tăng áp của các
máy phát điện.
Nhƣ vậy, tính khả thi của việc ứng dụng giải pháp này đối với lƣới điện đã bị
hiện tƣợng dòng ngắn mạch tăng cao sẽ bị hạn chế do đây là giải pháp có tính
lâu dài, không thể áp dụng trong xử lý tình huống tức thời.

- 40/121 -
3.3.6 Giải pháp sử dụng cầu chì cao áp
Cầu chì là thiết bị thông dụng đƣợc sử dụng rộng rãi trên mạng điện sinh hoạt
cũng nhƣ lƣới điện áp đến 36kV
trung .
Thiết bị này cho phép bảo vệ chống dòng sự cố một cách hữu hiệu với chi phí
thấp, tuy nhiên có nhƣợc điểm là thiết bị sẽ cô lập khỏi lƣới điện và chỉ tái lập
lại sau đó bằng thao tác của con ngƣời.
Hình 3-7: Cầu chì cao áp và vị trí lắp đặt
Cấu tạo đặc trƣng của cầu chì cao áp gồm có 6 bộ phận nhƣ mô tải trong hình
3-9. Quan trọng nhất là lõi cầu chì, đƣợc làm bằng vật liệu có trở kháng nhỏ
và đảm bảo tác động (cắt) đúng ở ngƣỡng yêu cầu.

- 41/121 -
Hình 3-8: Cấu tạo của cầu chì cao áp
3.3.7 Giải pháp sử dụng thiết bị hạn chế Is-limiter
Is-limiter là thiết bị đƣợc sử dụng hiệu quả trong lƣới trung áp để hạn chế
dòng điện ngắn mạch ủa hãng ABB thì thiết bị này đã đƣợc
. Theo thông tin c
sử dụng ở ít nhất 2500 trạm biến áp tại trên 70 quốc gia.
Is-limiter có thể phát hiện và hạn chế dòng điện ngắn mạch trong khoảng thời
gian nhỏ hơn 1ms. Thiết bị này có nhiều ƣu điểm cả về kỹ thuật và kinh tế
trong ứng dụng thực tế.
C -limiter
ấu tạo của Is gồm có 12 bộ phận chính nhƣ sau:
1 2
– Đế; – Cách điện; 3 – Đầu cực với thiết bị kẹp; 4 – Cầu chì;
5 – Tiếp điểm – Cách điện với biến áp xung – Chỉ thị của cầu chì
; 6 ; 7 ;
8 – Ống cách điện; 9 – Khoá; 10 – Bộ nạp; 11 – Chỉ thị chính –
; 12 Dây chì.

- 42/121 -
Hình 3-9: Cấu tạo của Is-limiter
Khoá (9) nằm trong ống cách điện (8) mắc song song với cầu chì (4). Khoá
(9) có khả năng mang dòng rất cao nhƣng không có khả năng hạn chế dòng sự
cố.
Khi dòng và độ tăng dòng điện vƣợt quá giá trị đặt, bộ nạp (10) đƣợc tích luỹ
năng lƣợng sẽ cắt rất nhanh khoá (9), dòng điện tiếp tục chạy qua cầu chì (4)
và sau 0.5ms cầu chì (4) cắt điện khi điện áp qua điểm 0.
Is-limiter có nhƣợc điểm là không tự trở về (phục hồi) trạng thái ban đầu mà
phải giải trừ bằng tay.
Hiệu quả hạn chế dòng điện ngắn mạch của Is limiter đƣợc minh hoạ đối với
-
trƣờng hợp ứng dụng phổ biến nhất là lắp đặt thiết bị này tại phân đoạn thanh
cái trạm biến áp. Khi xảy ra ngắn mạch, Is limiter sẽ tác động (cắt), tách hệ
-
thống thành 2 phần trƣớc khi điện áp đi qua điểm 0. Khi đó, điểm ngắn mạch
chỉ còn chịu ảnh hƣởng của nhánh có ngắn mạch trực tiếp.

- 43/121 -
Hình 3-10: -
Hiệu quả của Is limiter khi lắp tại phân đoạn thanh cái
Có thể thấy rằng, dòng điện ngắn mạch của nhánh T2 (i2) đã bị Is limiter hạn
-
chế xuống mức rất nhỏ về biên độ cũng nhƣ thời gian duy trì. Dòng điện ngắn
mạch tổng sẽ chỉ còn lại thành phần i1 gây ra từ nhánh T1 cộng với i2 (đã
đƣợc hạn chế, bằng 0 trƣớc khi điện áp qua điểm 0) có biên độ bằng chính
biên độ của i1.
Ngoài ra, -
Is limiter có thể đƣợc sử dụng để kết nối giữa hệ thống và lƣới điện
của chủ thể sở hữu khác (ví dụ các nhà máy điện độc lập) hoặc nối song song
với kháng điện.
Quá trình tái cơ cấu (phi tập trung hoá) ngành điện tạo điều kiện để các nhà
máy điện độc lập đƣợc đầu tƣ xây dựng và đấu nối vào hệ thống. Tuy nhiên,
điều này chính là một phần lý do làm cho dòng điện ngắn mạch trong hệ
thống tăng lên và có thể vƣợt quá ngƣỡng chịu đựng của thiết bị đóng cắt.
Giải pháp kỹ thuật phù hợp nhất trong trƣờng hợp này là lắp đặt Is limiter tại
-
điểm đấu nối giữa nhà máy và hệ thống (hình xảy ra sự cố ngắn
3- ). Khi
12
mạch, Is limiter sẽ tác động và cô lập tổ máy khỏi hệ thống.
-

- 44/121 -
Hình 3- :
11 Các vị trí đấu nối của Is
khác -limiter
Một ứng dụng hiệu quả khác của Is limiter là lắp đặt song song với kháng
-
điện để giảm tổn thất công suất, điện năng trong quá trình vận hành (giảm chi
phí vận hành) cũng nhƣ giảm điện áp rơi trên kháng điện.
Trong chế độ vận hành bình thƣờng, do có trở kháng nhỏ nên dòng điện sẽ đi
qua Is- -
limiter thay vì đi qua kháng điện. Khi xảy ra sự cố, Is limiter tác động
tách rời mạch điện song song, dòng điện ngắn mạch sẽ đi qua kháng điện và
bị hạn chế do trở kháng của kháng điện.
Đối với các trạm biến áp lớn, có thể sử dụng hơn 1 limiter để tăng hiệu
bộ -
Is
quả hạn chế dòng điện ngắn mạch.

- 45/121 -
Hình 3- :
12 Sử dụng phối hợp nhiều Is-limiter
- Khi ngắn mạch xảy ra ở vị trí A, chỉ có Is 1 tác động
- .
- Khi ngắn mạch xảy ra ở vị trí B, cả Is-1 và Is-2 cùng tác động.
- Khi ngắn mạch xảy ra ở vị trí C, chỉ có Is 2 tác động.
-
Nhƣ vậy, ngắn mạch xảy ra ở nhánh nào thì công suất ngắn mạch chỉ đƣợc
cung cấp bởi nguồn nuôi từ nhánh đó, điều này đã làm hạn chế đáng kể trị số
dòng ngắn mạch.
3.3.8 Giải pháp sử dụng thiết bị hạn chế dòng ngắn mạch (FCL)
Thiết bị hạn chế dòng điện ngắn mạch (Fault current limiter FCL)
– đƣợc phát
triển triển trong khoảng thời gian gần đây.
Về nguyên tắc, các vị trí lắp đặt FCL cũng tƣơng tự nhƣ đối với kháng điện
hạn chế dòng ngắn mạch. Đó là tại các vị trí đầu cực máy phát, phân đoạn
thanh cái, ngăn máy biến áp và xuất tuyến đƣờng dây trong trạm biến áp, cụ
thể nhƣ minh hoạ trong hình 3- :
14

- 46/121 -
Hình 3- :
13 Các vị trí lắp đặt FCL trên hệ thống điện
Tác dụng của FCL trong trƣờng hợp này nhƣ sau:
các
- Giảm dòng ngắn mạch,
- Giảm sụt áp,
- Giảm hài,
- Đảm bảo sự linh hoạt trong vận hành do không phải thay đổi cấu hình hệ
thống điện.
Trong số các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch sử dụng thiết bị (kháng
điện, Is limiter, FCL) thì FCL là giải pháp tối ƣu hơn cả vì nó vừa đảm bảo
-
hạn chế hữu hiệu biên độ dòng ngắn mạch, vừa đảm bảo không gây ra gián

- 47/121 -
đoạn cung cấp điện. Tác dụng hạn chế dòng điện ngắn mạch của các giải pháp
ứng dụng thiết bị đƣợc minh hoạ trong hình 3- :
15
Hình 3- :
14 Hiệu quả của lắp đặt FCL
Theo kết quả điều tra của CIGRE thì tỷ trọng lắp đặt FCL tại phân đoạn thanh
cái chiếm tới 52%, tại các ngăn máy biến áp là 18%, tại đầu cực máy phát và
xuất tuyến đƣờng dây là 15%.
Hình 3- :
15 Thống kê ứng dụng FCL trên lƣới điện
FCL chủ yếu đƣợc sử dụng ở lƣới trung thế đến 36kV với 87%, trên lƣới điện
từ 36kV là 11% và ở cấp điện áp cao trên 145kV chỉ khoảng 2%.
-145kV

- 48/121 -
3.3.9 Giải pháp sử dụng thiết bị bù điện áp động DVR
Thiết bị phục hồi điện áp động (Dynamic Voltage Restorer – DVR) là thiết bị
bù nối tiếp trên lƣới phân phối và cũng đƣợc xem nhƣ một thiết bị hạn chế
dòng điện ngắn mạch (FCL).
Cấu tạo điển hình của thiết bị DVR nhƣ sau:
Hình 3- :
16 Cấu tạo của thiết bị DVR
Nguyên tắc hoạt động của DVR khá đơn giản. DVR sinh ra điện áp với biên
độ, tần số và góc pha phù hợp để bù cho mọi nhiễu loạn về điện áp nhằm đảm
bảo chất lƣợng điện năng cung cấp cho phụ tải. Để thực hiện đƣợc chức năng
này, DVR đƣợc tích hợp nguồn biến đổi điện áp (Voltage source Inverter –
VSI) và thiết bị tích trữ năng lƣợng. Tuy nhiên, chính vì lý do mắc nối tiếp
với đƣờng dây nên DVR phải chịu dòng ngắn mạch khi có sự cố phía sau và
dòng ngắn mạch lớn có thể phá hủy các thiết bị đóng cắt trong bộ VSI. Để
hạn chế dòng sự cố lớn và bảo vệ bản thân thiết bị DVR, chức năng hạn chế
dòng ngắn mạch đƣợc tích hợp thêm Tính năng này đƣợc kích hoạt
cho DVR.
bằng hệ thống bảo vệ của thiết bị. Khi sự cố xảy ra, DVR sẽ bơm điện áp vào
lƣới và nhờ đó hạn chế dòng điện ngắn mạch.

- 49/121 -
Để giảm thiểu tổn thất công suất qua DVR, thiết bị này không hoạt động
trong chế độ làm việc bình thƣờng. Nó chỉ đƣợc kích hoạt khi xuất hiện dòng
sự cố với phản ứng bơm tức thời nguồn điện áp vào lƣới.
Hình 3- :
17 Sơ đồ tƣơng đƣơng của hệ thống khảo sát
Khi sự cố xảy ra, quan hệ giữa điện áp nguồn và dòng sự cố trong trƣờng hợp
không có DVR nhƣ sau:
)
1
.......(
.
.
. U
U
U
X
jI
R
I
Z
I
U Xf
Rf
f
f
f
f
f
f
s
Trong đó:
Us: Điện áp nguồn (phía sau tổng trở nguồn).
Zf=Zs+ZL_fault
If: Dòng ngắn mạch.
Zf: Trở kháng ngắn mạch.
Zs: Tổng trở nguồn.
ZL_fault: Tổng trở của phần đƣờng dây sự cố.
ΔU: Điện áp rơi trên trở kháng ngắn mạch
Khi DVR kích hoạt và bơm điện áp nối tiếp vào đƣờng dây, biên độ dòng
ngắn mạch sẽ suy giảm. Ở thời điểm đó, quan hệ ở công thức (1) sẽ trở thành
quan hệ mới nhƣ sau:
)
2
.........(
. )
(
)
( c
f
c
f
DVR
S U
Z
I
U
U
Trong đó UDVR là điện áp của DVR bơm vào lƣới.

- 50/121 -
Dòng sự cố đƣợc giới hạn bởi đƣờng tròn nét đứt trên hình . Tùy thuộc
3-19
vào biên độ và góc pha của điện áp DVR mà dòng sự cố có sự thay đổi, ví dụ
có thể là If1(c) hay If2(c).
Hình 3- :
18 Quan hệ giữa dòng sự cố và điện áp đáp ứng
Mạch và khối điều khiển của DVR đƣợc mô phỏng bằng phần mềm PSCAD.
Thiết bị DVR 3 pha với thiết bị tích trữ năng lƣợng DC đƣợc thể hiện ở hình
3-20 với 3 phần: Biến điện áp, nguồn biến đổi điện áp và hệ thống điều khiển.
Hình 3- :
19 Mô hình mô phỏng của DVR
Bộ biến đổi 6 chân (biến đổi cầu đủ cả ba pha) sử dụng một liên kết DC.
Chức năng cơ bản của VSI là biến đổi điện áp DC từ thiết bị tích trữ năng
lƣợng thành điện áp AC. VSI hoạt động sẽ làm xuất hiện các sóng hài. Để làm
giảm ảnh hƣởng của sóng hài, các bộ lọc đƣợc lắp đặt ở cả phía điện áp cao

- 51/121 -
và hạ của biến điện áp để hạn chế các hài tần số cao tạo ra do biến đổi điện áp
DC AC.
–
Sơ đồ khối điều khiển đơn giản của DVR đƣợc mô tả nhƣ sau:
Hình 3- :
20 Sơ đồ khối điều khiển của DVR
Kết quả mô phỏng cho các trƣờng hợp sự cố 3 pha và pha – pha với hai tình
huống có và không có DVR nhƣ sau:
Hình 3- :
21 Ngắn mạch 3 pha trƣờng hợp không có và có DVR

- 52/121 -
Hình 3- :
22 Ngắn mạch pha pha trƣờng hợp không có và có DVR
-
3.4 Một số giải pháp tiêu biểu đã đƣợc áp dụng trên thế giới.
3.4.1 Brazil
Brazil là một quốc gia đã áp dụng tƣơng đối sớm và phổ biến các loại kháng
để hạn chế dòng ngắn mạch trong lƣới điện truyền tải. Một trong những công
ty điện lực của Brazil đã áp dụng thành công giải pháp dùng kháng điện lõi
không khí vào việc giảm dòng điện ngắn mạch là công ty Furnas Centrais
Electricas S.A.
Furnas Centrais Electricas S.A là một công ty sở hữu nguồn và lƣới điện
truyền tải, chịu trách nhiệm cung cấp năng lƣợng cho khu vực Tây nam
Brazil. Hệ thống lƣới điện truyền tải của Funas bao gồm các cấp điện áp
138kV, 230kV, 345kV, 500kV và 765kV xoay chiều cùng với điện áp 1 chiều
600kV. Tổng chiều dài đƣờng dây xấp xỉ 17500km.
Công ty Furnas Centrais Electricas S.A đã sử dụng kháng điện lõi không khí
để hạn chế dòng điện ngắn mạch trong lƣới điện truyền tải do công ty quản lý.

- 53/121 -
Tuy nhiên, các k ng
háng điện này thƣờ đƣợc lắp đặt tại cuộn thứ 3 của các
máy biến thế để cung cấp điện tự dùng (tức là ở cấp trung áp -15kV) cho các
trạm biến áp có dòng điện ngắn mạch vƣợt quá dung lƣợng cắt của thiết bị.
Thông số của kháng và một số vị trí lắp đặt trong lƣới điện của công ty
Furnas Centrais Electricas S.A - Brazil đƣợc thể hiện qua bảng thống kê sau
đây:
Bảng Một số vị trí và thông số kháng hạn chế ngắn mạch cấp điện áp
3-2: (
15kV)
Trạm biến áp
Dung
kháng (µH)
Iđm
(A)
Giới hạn
thiết bị
(kA)
Hạn chế dòng ngắn
mạch
Từ Xuống
Adrianopolis 273 2000 40 44 29
Furnas 4213 272 5.4 15 4
Grajau 1061 1083 25 124 17
Jacarepague 598 1924 39 40 20
Việc sử dụng kháng hạn chế dòng ngắn mạch lắp đặt ở cấp điện áp trung áp
mới chỉ đáp ứng đƣợc một phần nhỏ của lƣới điện. Trong khi đó hệ thống
điện ngày một phát triển và dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện truyền tải
ngày một tăng cao đã đòi hỏi giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch trên lƣới
điện truyền tải là ngày càng bức thiết. Vì vậy, việc nghiên cứu ứng dụng
kháng hạn chế dòng điện ngắn mạch ở lƣới điện truyền tải điện áp cao đƣợc
bắt đầu thực hiện từ hơn 10 năm trƣớc đây. Tiêu biểu cho việc sử dụng kháng

- 54/121 -
điện hạn chế dòng ngắn mạch trên lƣới điện truyền tải của Brazil là công ty
Electronorte.
Electronorte là công ty điện lực hoạt động ở khu vực phía bắc Brazil (58%
lãnh thổ), nơi có rừng nhiệt đới Amazon. Khu vực này có tiềm năng thuỷ điện
lớn nhƣng lại xa trung tâm phụ tải.
Cũng nhƣ công ty trƣớc đây
Furnas Centrais Electricas S.A, công ty
Electronorte thƣờng là sử dụng kháng hạn chế ngắn mạch ở cấp điện áp
13.8kV, đặc biệt là ở cuộn thứ 3 của các máy biến áp truyền tải lớn. Có 18
kháng đã đƣợc lắp đặt tại 9 trạm biến áp truyền tải. Nhƣng từ tháng 7/2004
công ty Electronorte bắt đầu sử dụng kháng hạn chế ngắn mạch điện áp cao
tại nhà máy điện Tucurui.
Tucurui là một trong số các nhà máy thuỷ điện thuộc loại lớn nhất trên thế
giới và là nhà máy điện lớn nhất của Brazil tổng với công suất 8370MW (bao
gồm 23 tổ máy, trong đó có 12 tổ máy đƣợc lắp đặt trong giai đoạn 1 và 11 tổ
máy lắp đặt trong giai đoạn 2). Nhà máy này có 2 hệ thống sân phân phối
ngoài trời độc lập tƣơng ứng với 2 giai đoạn đầu tƣ xây dựng.
Để tăng tính linh hoạt trong vận hành hệ thống, hai hệ thống thanh cái đƣợc
quyết định đấu nối với nhau nhƣng điều này khiến cho giá trị dòng điện ngắn
mạch vƣợt quá khả năng cắt định mức của các thiết bị đóng cắt ở sân phân
phối cũ (40kA). Điều này dẫn tới yêu cầu phải có biện pháp để hạn chế dòng
điện ngắn mạch xuống giá trị thích hợp, ở mức khoảng 90% giá trị cắt định
mức của thiết bị. Công ty đã áp dụng giải pháp thích hợp nhất là sử dụng thiết
bị nối tiếp giữa hai hệ thống ở cấp điện áp 550kV.
Thiết bị công ty đã sử dụng là kháng điện một pha lõi không khí, đƣợc lựa
chọn dựa trên các kết quả tính toán trào lƣu công suất ở chế độ vận hành bình
thƣờng, sự cố và các nghiên cứu ngắn mạch tiêu chuẩn.

- 55/121 -
Hình 3-234: Sơ đồ đấu nối kháng điện 550kV
Các tính toán về hiệu quả hạn chế dòng điện ngắn mạch đƣợc thực hiện cho
tới thời điểm 2010 cho thấy rằng với giá trị trở kháng lớn hơn 30Ω thì bắt đầu
xuất hiện dấu hiệu bão hoà, dòng điện ngắn mạch vẫn tiếp tục giảm khi tăng
dung lƣợng kháng nhƣng mức độ giảm đáng kể.
Hình 3-245: Hiệu quả hạn chế dòng điện ngắn mạch

- 56/121 -
Có một số giới hạn liên quan đến kích thƣớc kháng điện: giới hạn về vật lý do
các hạn chế về lắp đặt, giới hạn về điện do mức dòng ngắn mạch và quá tải
của các xuất tuyến đƣờng dây. Bên cạnh đó, hiệu quả của việc ứng dụng
kháng dọc để hạn chế dòng ngắn mạch chỉ giới hạn ở một phạm vi nhất định.
Trong trƣờng hợp cụ thể này, việc tăng giá trị điện kháng lên trên 27Ω không
có lợi bởi một loạt các vấn đề nảy sinh liên quan đến quá tải của một số
đƣờng dây.
Các tính toán về chế độ vận hành trong trƣờng hợp bình thƣờng và sự cố đối
với cả thiết bị và hệ thống đƣợc thực hiện để đƣa ra các giá trị giới hạn. Mức
thấp nhất liên quan tới dòng cắt định mức của các máy cắt tại sân phân phối
Tucurui 1, mức cao nhất liên quan tới khả năng quá tải của các xuất tuyến
đƣờng dây truyền tải. Giá trị đƣợc lựa chọn là 20Ω mỗi pha.
Các thông số kỹ thuật chính của kháng điện hạn chế dòng ngắn mạch ở cấp
điện áp 550kV nhƣ sau:
Bảng Thông số kỹ thuật của kháng điện 550kV
3-3:
Chỉ số Giá trị
Điện áp định mức (kV) 550/ 3
Tần số định mức (Hz) 60
Trở kháng 1 pha (Ω) 20
Điện cảm một pha (µH) 53050
Dòng điện định mức (A) 2600
Điện áp rơi lớn nhất (kV, RMS) 52
Công suất (MVAr) 135

- 57/121 -
Mức cách điện xung (kV) 1550
Mức cách điện đóng cắt (kV) 1180
Loại Ngoài trời
Hình 3-25 Kháng điện 550kV
Ngoài ra, trên lƣới điện truyền tải của Brazil còn sử dụng các loại kháng với
các cấp điện áp cao khác nhƣ cấp 145kV hay 362kV.

- 58/121 -
Hình 3-27: L k
26 ắp đặt háng điện 362kV.
Các thông số kỹ thuật chính của kháng điện hạn chế dòng ngắn mạch ở cấp
điện áp 362kV nhƣ sau:
Bảng Thông số kỹ thuật chính của kháng điện 362kV
3-4
Điện áp định mức (kV) 345
Tần số định mức (Hz) 60
Điện cảm một pha (µH) 24000
Dòng điện định mức (A) 2100
Điện áp rơi lớn nhất (kV, RMS) 18.9
Công suất (MVAr) 40
Mức cách điện xung (kV) 1300

- 59/121 -
Mức cách điện đóng cắt (kV) 800
Loại Ngoài trời
3.4.2 Hàn Quốc
Lƣới điện truyền tải chính của KEPCO (Korean Electric Power Grid
Company) 745kV,
quanh khu vực thủ đô Seoul của Hàn quốc có cấp điện áp
345kV và 154kV. Nhu cầu phụ tải tăng cao tƣơng ứng với sự phát triển mạnh
mẽ của nền kinh tế trong những thập kỷ gần đây đã gây ra vấn đề dòng ngắn
mạch trên lƣới điện tăng cao, vƣợt quá khả năng làm việc của các máy cắt tại
một số trạm biến áp chính.
Theo dự báo của KEPCO, dự báo tăng trƣởng phụ tải của hệ thống điện Hàn
quốc trong giai đoạn từ 2005 đến 2017 sẽ từ 1,6% đến 3,3%. Công suất nguồn
và phụ tải tƣơng ứng ở các thời điểm nhƣ sau:
Bảng Dự báo phụ tải của KEPCO đến 2017
3-3
Năm Công suất nguồn
(MW)
Phụ tải
(MW)
Tăng trƣởng
(%)
2005 61730 54631 3.3
2010 76781 60643 2.3
2017 88038 68737 1.6
Một trong những yêu cầu quan trọng nhất là hoàn thành đúng tiến độ xây
dựng nguồn điện và lƣới điện truyền tải, phân phối. Để đảm bảo truyền tải và
cung cấp điện ổn định, lƣới điện đƣợc thiết kế theo nguyên tắc kết vòng để
nâng cao độ tin cậy và điều này tất yếu dẫn tới trị số dòng điện ngắn mạch
tăng cao khi xảy ra sự cố.

- 60/121 -
Mặc dù lƣới điện truyền tải của KEPCO có cấp điện áp từ 154kV đến 745kV
nhƣng lƣới điện 345kV có mật độ dày đặc nhất và đóng vai trò chủ đạo
là
trong quá trình truyền tải điện. Trong những năm gần đây, dòng điện ngắn
mạch trên lƣới 345kV tăng cao và theo tính toán sẽ vƣợt quá dòng cắt định
mức của máy cắt hiện hữu trên lƣới (40kA) ở nhiều trạm biến áp trong tƣơng
lai gần. Số lƣợng nút có dòng ngắn mạch vƣợt quá 40kA nhƣ sau:
Bảng Số nút có dòng ngắn mạch lớn hơn 40kA trên lƣới điện
3-4
Năm 2005 2010 2017
Số nút 8 29 29
Để xử lý vấn đề dòng ngắn mạch tăng cao trên lƣới điện 345kV, giải pháp
hiện đang đƣợc KEPCO áp dụng là thay thế các máy cắt có dòng cắt lớn hơn.
Các giải pháp khác đã đƣợc nghiên cứu và so sánh là: Tách thanh cái, lắp đặt
kháng điện (CLR) và thiết bị hạn chế dòng ngắn mạch (FCL) thực tế là FCL
...
siêu dẫn (SFCL) để thay thế cho CLR.
Theo nhƣ tính toán trong tài liệu tham khảo, tác giả đã đƣa ra sơ đồ tƣơng
đƣơng của lƣới điện 345kV khu vực thủ đô và phụ cận đƣợc thể hiện
Seoul
trên hình 3- .
28 Các nhà máy điện trong khu vực này hầu hết là các nguồn điện
có giá thành cao. Hầu hết điện năng tiêu thụ của khu vực này đƣợc sản xuất
và truyền tải về từ phía Nam và phía Tây Hàn Quốc. Ký hiệu B1-B8 là thanh
cái của các trạm biến áp, ký hiệu “X” là tách thanh cái. Trạm biến áp A thực
tế đang tách thanh cái và sẽ đƣợc tính toán, phân tích đối với các trƣờng hợp
lắp đặt CLR hoặc FCL.
Tính toán cho thấy lắp đặt kháng điện có dung lƣợng 29Ω tại thanh cái B3 sẽ
hạn chế dòng ngắn mạch xuống dƣới , vì thế ta sẽ giả thiết lắp đặt kháng
40kA
có trị số có dung lƣợng là 29Ω để tiến hành tính toán đánh giá. Để thuận lợi

- 61/121 -
cho việc đánh giá, thiết bị FCL có trở kháng 29Ω đƣợc giả thiết sẽ lắp đặt tại
vị trí B3.
Hình 3-27 Sơ đồ tƣơng đƣơng của lƣới điện 345kV Seoul
Kết quả tính toán so sánh 3 giải pháp: Tách thanh cái, lắp đặt CLR và FCL
trên lƣới điện truyền tải 345kV trong các trƣờng hợp ổn định quá độ, thời
gian loại trừ sự cố và giới hạn truyền tải công suất theo ổn định điện áp cho
thấy:
Tách thanh cái cho kết quả kém nhất đối với ổn định hệ thống và trào lƣu
công suất mặc dù khả năng hạn chế dòng điện ngắn mạch rất tốt.
Kháng điện 29Ω hạn chế dòng ngắn mạch xuống dƣới 40kA cho kết quả
trung bình trong số 3 giải pháp đƣợc đƣa ra nhƣng lại là hƣớng khả thi nhất
bởi công nghệ đã đƣợc kiểm chứng.
FCL có kết quả đánh giá tốt nhất so với 2 giải pháp còn lại cả về ổn định quá
độ, thời gian loại trừ sự cố và giới hạn truyền tải công suất. Tuy nhiên, FCL
hay FCL siêu dẫn vẫn đang trong quá trình nghiên cứu phát triển và cần có

- 62/121 -
những nghiên cứu sâu hơn, vì vậy việc triển khai ứng dụng thực tế là chƣa
khả thi.
3.4.3 Trung Quốc
Với tốc độ tăng trƣởng rất lớn của các ngành kinh tế Trung quốc, theo đó lƣới
điện tại các thành phố lớn của Trung Quốc nhƣ Bắc Kinh, Thƣợng Hải,
Quảng Châu cũng phát triển eo một cách rất mạnh mẽ trong vài thập niên
th
gần đây òng điện ngắn mạch theo đó cũng tăng lên ngày càng cao. Do
, và d bị
ràng buộc bởi nhiều nhiều yếu tố, trong đó nổi lên là về vấn đề môi trƣờng,
các nhà máy điện gây nhiều ô nhiễm buộc phải di dời ra khỏi khu vực trung
tâm và điện năng tiêu thụ phần lớn đƣợc cung cấp từ các nguồn điện ở xa. Ví
dụ tại Bắc Kinh, nguồn cấp từ nơi khác đến chiếm 2/3 công suất hệ thống. Vì
lý do đó đã làm cho dòng điện ngắn mạch trên lƣới điện truyền tải tăng cao.
Theo kết quả thu nhận đƣợc, có vị trí dòng điện ngắn mạch đã lên tới 63kA,
đó chính là giá trị d điện lớn nhất mà các máy cắt có thể xử lý đƣợc. Vấn
òng
đề dòng điện ngắn mạch tăng cao đã làm hạn chế khả năng mở rộng lƣới điện
để đáp ứng nhu cầu phụ tải đang tăng trƣởng mạnh mẽ của khu vực nói riêng
và của cả hệ thống nói chung.
Để khắc phục tình trạng dòng điện ngắn mạch tăng cao, ngành điện Trung
quốc đã áp dụng một số giải pháp trong đó “tách lƣới” giải pháp đƣợc sử
là
dụng rộng rãi nhất. Lƣới điện 220kV của Bắc Kinh đƣợc chia tách thành 2
khu vực: phía Đông và phía Tây. Lƣới điện Thƣợng Hải cũng đƣợc tách thành
các khác nhau
phần .
Ngoài ra, xem xét 2
giải pháp tách lƣới điện lực Trung quốc cũng đồng thời
giải pháp khác : Sử dụng thiết bị đây là một thiết bị hạn chế
là DYNACUR (
dòng ngắn mạch mới) cùng với SVC và sử dụng đƣờng dây 1 chiều cao áp kết
hợp với một DYNACUR nhỏ.

- 63/121 -
Lƣới điện thành phố Thƣợng Hải đƣợc sử dụng để tính toán Phần chính là
.
các đƣờng dây mạch kép 500kV kết vòng. Để hạn chế dòng ngắn mạch, lƣới
điện 220kV đƣợc chia thành các khu vực nhỏ nhƣ minh họa trong hình 3- .
29
Hình 3- :
28 Lƣới điện Thƣợng Hải
Theo tính toán thu đƣợc đối với lƣới điện này, dòng điện ngắn mạch 3 pha ở
một số nút 220kV vẫn vƣợt quá 50kA và một số nút 500kV vƣợt quá 55kA.
nên
Trên thực tế, do thực hiện giải pháp tách lƣới hai khu vực không có các
tổ máy lớn bị thiếu sự hỗ trợ về điện áp trong chế độ quá độ, vì vậy khi có sự
cố xảy ra thì điện áp là rất khó phục hồi.
Khi xảy ra sự cố 3 pha ở khu vực 1, điện áp không thể phục hồi lên trên mức
0.8pu. Điều này gây ra sự cố ở trạm chuyển đổi DC và làm điện áp càng suy
giảm thấp hơn. Tƣơng tự đối với khu vực 2, điện áp cũng không phục hồi
đƣợc tới 0.8pu khi xảy ra sự cố ngắn mạch 3 pha.

- 64/121 -
Hình 3- :
29 Đáp ứng điện áp ở khu vực 1
Hai yêu cầu cơ bản đối với vấn đề này nhƣ sau:
- Dòng ngắn mạch tại các nút 500kV phải đƣợc hạn chế thấp hơn 50kA và
tại các n 220kV thấp hơn 42kA.
út
- Điện áp tại các khu vực 1, 2 phục hồi đƣợc đến 0.8pu sau khi loại trừ sự cố
(trong vòng 1 giây).
Ngoài ra, lƣới điện phải thoả mãn tiêu chí sự cố N-1.
Giải pháp 1 (sử dụng DYNACUR và SVC):
Thiết bị DYNACUR đƣợc xây dựng dựa trên kinh nghiệm của ABB về các
thiết bị FACTS. Đây là tổ hợp của một kháng điện và một tụ điện nối tiếp.
Nhƣ vậy, trở kháng của DYNACUR trong trƣờng hợp vận hành bình thƣờng
sẽ bằng không. Khi sự cố xảy ra, tụ điện sẽ đƣợc cô lập tức thời bằng thiết bị
bảo vệ nhanh (FPD – fast protective device), dòng ngắn mạch sẽ đƣợc hạn
chế bằng kháng điện nối tiếp.

- 65/121 -
Hình 3- :
30 Sơ đồ nguyên lý của DYNACUR
SVC (Light) là thƣơng hiệu của STATCOM do hãng ABB sản xuất. Đây có
thể đƣợc xem nhƣ một nguồn điện áp đặt sau một trở kháng. Về mặt vật lý,
đây là thiết bị đƣợc tạo bởi một nguồn biến đổi điện áp (VSC – Voltage
Source Insulated Gate
Converter) kết hợp với Transitor lƣỡng cực (IGBTs –
Bipolar Transitors) và đƣợc điều khiển bằng bộ điều biến xung rộng (PWM –
Pulse Width Modulation). VSC biến đổi điện áp 1 chiều thành điện áp xoay
chiều 3 pha với biên độ và tần số thích hợp, nói cách khác, SVC Light cung
cấp nguồn vô công cho lƣới điện xoay chiều “yếu”, thiếu vô công để hỗ trợ
phục hồi điện áp trong các trƣờng hợp sự cố.
Kết quả tính toán ngắn mạch của lƣới điện Thƣợng Hải cho thấy khoảng 50%
dòng điện ngắn mạch tại các nút 220kV có nguồn từ hệ thống lƣới điện
500kV, phần còn lại gây ra bởi các máy phát trên lƣới 220kV và thấp hơn. Vì
vậy, 3 bộ DYNACUR đƣợc đặt trên mạch vòng 500kV để hạn chế đƣợc giá
trị dòng ngắn mạch cho nhiều nút trên hệ thống. Vị trí đặt của DYNACUR
trong trạm biến áp nhƣ minh hoạ ở hình 3- :
32

- 66/121 -
Hình 3- :
31 Sơ đồ đấu nối DYNACUR
Điều kiện khởi động của DYNACUR là quá dòng. Nếu dòng điện vƣợt quá
ngƣỡng chỉnh định trƣớc, FPD sẽ lập tức cô lập tụ điện, thời gian đáp ứng của
FPD là 2ms sau khi phát hiện ra sự cố. Dung lƣợng các bộ DYNACUR ở các
vị trí D1, D2, D3 nhƣ sau:
Bảng Dung lƣợng các bộ DYNACUR
3-5:
Vị trí Cấp điện áp
(kV)
Điện cảm
(Ω)
Điện dung
(Ω)
D1 500 25 -25
D2 500 10 -10
D3 500 10 -10
Hai bộ SVC Light đƣợc lắp đặt ở cuộn 35kV của các trạm biến áp
500/220kV. Dung lƣợng của bộ lắp tại khu vực 1 là ±120MVA, của bộ lắp tại
khu vực 2 là ±80MVA. Theo tính toán, đây là dung lƣợng tối thiểu để đảm
bảo điện áp có thể phục hồi.
Hiệu quả hạn chế dòng điện ngắn mạch đối với các nút có trị số dòng vƣợt
quá 50kA đối với cấp điện áp 500kV và 42kA đối với cấp điện áp 220kV khi
áp dụng DYNACUR trên lƣới điện Thƣợng Hải nhƣ sau:

- 67/121 -
Bảng Hiệu quả giảm dòng ngắn mạch của DYNACUR
3-6:
Nút
Cấp điện áp
(kV)
Không có
DYNACUR
(kA)
Ứng dụng
DYNACUR
(kA)
Hiệu quả giảm
dòng ngắn
mạch
(kA)
S12 500 54.09 47.69 6.40
S52 500 56.14 42.10 14.04
S711 500 53.25 48.38 4.87
S73 500 52.90 47.46 5.44
S120 220 48.26 39.65 8.61
S12N1 220 49.55 40.72 8.83
S520 220 46.49 39.85 6.64
S52N1 220 49.59 41.80 7.79
S52N2 220 47.63 40.54 7.09
S5N 220 47.09 41.61 5.48
Đáp ứng điện áp ở khu vực 1 khi áp dụng giải pháp lắp lắp đặt DYNACUR
và SVC Light nhƣ hình Sau sự cố, điện áp có thể phục hồi lên trên giá
3-33.
trị 0.8pu.

- 68/121 -
Hình 3- :
32 Đáp ứng điện áp ở khu vực 1 sau khi lắp đặt SVC Light
Nhƣ vậy, giải pháp dùng DYNACUR kết hợp SVC Light có hiệu quả tốt
trong việc giảm dòng ngắn mạch và cải thiện chất lƣợng điện áp.
Giải pháp 2 (sử dụng kết hợp với DYNACUR nhỏ):
HVDC Light
Trong giải pháp này, cả dòng ngắn mạch và điện áp đƣợc xử lý bằng HVDC
Light kết hợp với DYNACUR nhỏ (cảm khảng 8Ω).
HVDC Light là công nghệ HVDC dựa trên các nguồn biến đổi điện áp (VSC).
HVDC Light có thể là các bộ Back – – Back (B2B) hoặc B2B kết hợp với
To
cáp/đƣờng dây 1 chiều. Sơ đồ đơn giản của HVDC Light nhƣ mô tả ở hình 3-
34.
Hình 3- :
33 Cấu tạo của SVC Light
Trong bộ HVDC Light, công suất tác dụng và phản kháng đƣợc điều chỉnh
đồng thời giống nhƣ bộ biến đổi đồng bộ nhƣng với tốc độ nhanh hơn (đến
mili giây). Liên quan đến ổn định điện áp, các bộ biến đổi HVDC Light hoạt
động nhƣ một thiết bị STATCOM để hỗ trợ tức thời điện áp trong thời gian
quá độ.

- 69/121 -
Yêu cầu về hạn chế dòng điện ngắn mạch và phục hồi điện áp cũng hoàn toàn
tƣơng tự nhƣ ở giải pháp thứ nhất. Đƣờng dây 500kV mạch kép giữa khu vực
1 và khu vực 2 đƣợc thay thế bằng hệ thống HVDC Light nhƣ hình 3- .
35
Hình 3- :
34 Cấu hình lƣới điện với HVDC Light
Để tính toán, ngƣời ta đã lấy các số liệu ứng với các giá trị tối thiểu để đáp
ứng các yêu cầu về hạn chế dòng điện ngắn mạch và điện áp phục hồi. Thông
số của các thiết bị đƣợc liệt kê ở bảng sau.
Bảng Thông số kỹ thuật chính của HVDC Light
3-7:
Thiết bị Thông số Giá trị
HVDC Light
Công suất 360MVA
Cosφ 0.89
Điện áp ±150 kV
Điều khiển công
suất phản kháng
Điện áp AC cố định
DYNACUR
Kháng 8Ω
Tụ -8Ω

- 70/121 -
Kết quả thu đƣợc ta có số liệu hạn chế dòng điện ngắn mạch với các nút có
dòng ngắn mạch lớn nhƣ sau:
Bảng Hiệu quả giảm dòng ngắn mạch của HVDC Light
3-8:
Nút
Cấp điện áp
(kV)
Không có
HVDC Light
(kA)
Ứng dụng
HVDC
Light
(kA)
Hiệu quả giảm
dòng ngắn
mạch
(kA)
S12 500 54.09 46.85 7.24
S52 500 56.14 48.54 7.60
S711 500 53.25 47.90 5.35
S73 500 52.90 47.64 5.26
S120 220 48.26 39.45 8.81
S12N1 220 49.55 40.54 9.01
S520 220 46.49 37.84 8.65
S52N1 220 49.59 39.57 10.02
S52N2 220 47.63 38.42 9.21
S5N 220 47.09 41.28 5.81
Trong tính toán cũng đã chỉ ra đƣợc giá trị phục hồi điện áp sau sự cố thoả
mãn điều kiện lớn hơn 0.8pu.
Nhƣ vậy ta thấy cả hai giải pháp nêu trên đều có hiệu quả tốt cả về hạn chế
dòng điện ngắn mạch và phục hồi điện áp. Về c đầu tƣ thì chi phí
hi phí cho
giải pháp thứ hai gấp 1,6 lần giải pháp thứ nhất. Tuy nhiên, mỗi giải pháp có
những ƣu điểm riêng khi lựa chọn áp dụng trong thực tế cần phải
nên thì ta
cân nhắc kỹ lƣỡng cho phù hợp.
3.5 Công cụ tính toán
Để tính toán chế độ vận hành HTĐ cũng nhƣ dòng điện ngắn mạch trong luận
văn này, chúng ta dùng công cụ là phần mềm PSS/E của hãng Siemens. Phần

- 71/121 -
mềm hiện nay là phần mềm tính toán chế độ hệ thống điện hiệu
PSS/E này
quả nhất và cho kết quả là cũng đáng tin cậy nhất. Phần mềm PSS/E cho phép
ta tính toán đƣợc trị số dòng điện ngắn mạch ở nhiều dạng sự cố khác nhau
trong các hệ thống điện lớn có số nút lên tới 150.000.
Một số chỉ tiêu cơ bản về khả năng tính toán của phần mềm nhƣ sau:
Bảng Khả năng tính toán của phần mềm
3-9:
(Tài liệu: Hãng emen
Si s)
Số nút 150 000
Phụ tải 300 000
Nhà máy điện 26 840
Tổ máy 33 050
Trong PSS/E, việc tính toán ngắn mạch dựa trên hệ thống các thành phần đối
xứng và đƣợc xem nhƣ phần mở rộng trực tiếp từ tính toán trào lƣu công suất.
Hệ thống dữ liệu thứ tự thuận mô phỏng trong tính toán trào lƣu công suất
đƣợc sử dụng trực tiếp trong tính toán ngắn mạch. Ngoài ra, các dữ liệu thứ tự
nghịch và thứ tự không phải đƣợc mô phỏng thêm cho tất cả các phần tử của
hệ thống điện. Để thuận tiện trong việc tính toán, tất cả các dữ liệu thứ tự nên
đƣợc mô phỏng đầy đủ, chính xác và đồng thời đối với mỗi phần tử.
Các dạng ngắn mạch có thể tính toán bằng PSS/E nhƣ sau:
- Ngắn mạch pha – đất.
- Ngắn mạch pha – – đất.
pha
- Ngắn mạch 3 pha.

- 72/121 -
4. CHƢƠNG IV: GIẢI PHÁP HẠN CHẾ DÒNG NGẮN MẠCH TRÊN
LƢỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VIỆT NAM.
4.1 Đánh giá tính khả thi của các giải pháp đối với HTĐ Việt Nam
Các giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch trên phƣơng diện lý thuyết đã đƣợc
trình bày và phân tích tƣơng đối kỹ ở Chƣơng 3, tuy nhiên việc đánh giá và đề
xuất giải pháp để ứng dụng thực tế đối với HTĐ Việt Nam cần phải xem xét
đến các yếu tố liên quan sau:
- Dòng điện ngắn mạch tăng cao vƣợt quá khả năng cắt của máy cắt (40KA)
là vấn đề đang tồn tại với mức độ ngày càng trầm trọng đối với hệ thống
điện truyền tải Việt nam nói chung và cần tập trung tính toán đối với khu
vực có mật độ nguồn điện tập trung cao và có tốc độ tăng trƣởng cao nói
riêng (nhƣ ở khu vực miền Nam), đặc biệt là đối với cấp điện áp 220kV.
- Phụ tải hệ thống điện phát triển với tốc độ cao (15% – 17%/năm theo yêu
cầu của tổng sơ đồ VII đã đƣợc phê duyệt) để đáp ứng nhu cầu phát triển
kinh tế xã hội của đất nƣớc.
- Phát triển dựa trên sự kế thừa hạ tầng cơ sở của hệ thống điện hiện tại đang
có.
- Chƣa có quy hoạch hay chủ trƣơng, định hƣớng rõ ràng đối với vấn đề hạn
chế dòng điện ngắn mạch.
- Trình độ phát triển và ứng dụng công nghệ mới trong sản xuất và truyền tải
điện còn hạn chế.
- Vốn đầu tƣ cho xây dựng phát triển nguồn và lƣới điện là rất lớn, do đó khi
qui hoạch phát triển cần phải chú trọng đến hiệu quả vốn đầu tƣ.
- Quy định đấu nối do Bộ Công nghiệp (nay là Bộ Công Thƣơng) ban hành
quy định giới hạn dòng điện ngắn mạch lớn nhất trên lƣới điện 220kV –
500kV là 40kA và trên lƣới điện 110kV là 31.5kA.

- 73/121 -
- Thiết bị đóng cắt tại các trạm biến áp có dòng cắt định mức khác nhau:
31.5kA, 40kA, 50kA đối với cấp điện áp 220kV và 25kA, 31.5kA, 40kA
đối với cấp điện áp 110kV.
Tính khả thi của các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch đối với hệ thống
điện Việt Nam đƣợc đánh giá dựa trên các yếu tố: ƣu nhƣợc điểm và sự phù
hợp với các đặc thù liên quan đến vấn đề dòng điện ngắn mạch tăng cao của
hệ thống điện Việt Nam (nêu trên).
Bảng Đánh giá khả năng áp dụng các giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch
4-1:
Giải pháp Ƣu điểm Nhƣợc điểm Tính khả thi
Tách lƣới
- Có thể áp dụng
và có hiệu quả
tức thời.
- Áp dụng đƣợc ở
tất cả các cấp
điện áp.
- Sử dụng phổ
biến đối với các
lƣới điện phát
triển nhanh.
- Không mất chi
phí.
- Làm yếu liên kết,
giảm độ linh
hoạt, tin cậy và
an toàn trong
cung cấp điện.
- Tăng tổn thất
công suất, tổn
thất điện năng
nhƣ một giải
pháp tình thế để
xử lý dòng điện
ngắn mạch vƣợt
quá dòng cắt
cho phép của
máy cắt.
- Có thể sử dụng
ở mọi cấp điện
áp.
Nâng cấp
điện áp
- Dòng ngắn
mạch tỷ lệ
nghịch với điện
áp vận hành
(điện áp càng
- Chỉ áp dụng tốt
với lƣới điện
mới.
- Rất phức tạp và
- Không khả thi
để áp dụng cho
HTĐ Việt Nam.

- 74/121 -
cao, Inm càng
thấp).
tốn kém để cải
tạo lƣới điện hiện
hữu.
Sử dụng
MBA có trở
kháng cao
- Hạn chế dòng
ngắn mạch.
- Chỉ phát huy tác
dụng tốt với số
lƣợng lớn.
- Phức tạp và tốn
kém khi thay thế
các MBA đang
vận hành.
- Làm tăng tổn thất
công suất, điện
năng hệ thống
trong tất cả các
chế độ vận hành.
- Không khả thi
để giải quyết
vấn đề hiện tại
của HTĐ Việt
Nam.
- Có thể xem xét
áp dụng đối với
các máy biến áp
đầu tƣ xây dựng
mới trong tƣơng
lai.
Sử dụng
kháng điện
và có hiệu quả
tức thời.
- Áp dụng đƣợc ở
tất cả các cấp
điện áp.
- Đƣợc sử dụng
phổ biến.
- Làm tăng tổn thất
công suất, điện
năng hệ thống
trong tất cả các
chế độ vận hành.
- Ảnh hƣởng tới trị
số TRV của máy
cắt.
- Tốn kém chi phí
đầu tƣ.
cho HTĐ Việt
Nam.
Thay đổi - Có thể hạn chế - Cần có giải pháp - Không khả thi

- 75/121 -
phƣơng thức
nối đất của
trung tính
máy biến áp
dòng điện ngắn
mạch 1 pha.
bảo vệ chống sét
phù hợp
do không thể áp
dụng đối với
lƣới điện truyền
tải điện áp cao
(yêu cầu trung
tính máy biến áp
phải nối đất trực
tiếp).
Sử dụng cầu
chì cao áp
- Hạn chế dòng
ngắn mạch.
- Chi phí thấp
- Chỉ sử dụng đến
cấp điện áp trung
thế (36kV).
- Có thời gian trễ.
- Cô lập thiết bị
khỏi hệ thống.
- Không tự phục
hồi.
- Không khả thi
do chỉ phù hợp
với lƣới có điện
áp thấp (đến
35kV).
Sử dụng thiết
bị Is-limiter
- Hạn chế dòng
ngắn mạch.
- Thời gian tác
động nhanh.
- Chi phí thấp.
- Chỉ sử dụng đến
cấp điện áp trung
thế (36kV).
- Không tự phục
hồi.
- Không khả thi
do chỉ phù hợp
với lƣới có điện
áp thấp (đến
35kV).
Sử dụng thiết
bị hạn chế
dòng ngắn
mạch (FCL)
- Khả năng hạn
chế dòng điện
ngắn mạch tốt.
- Chi phí cao.
- Nhiều giải pháp
vẫn đang trong
quá trình nghiên
- Không khả thi
do phần lớn chỉ
phù hợp với lƣới
điện trung áp.

- 76/121 -
cho cấp điện áp
trung áp.
- Không gây ra
tổn thất (hoặc
tổn thất rất nhỏ)
trong chế độ
vận hành bình
thƣờng.
cứu, đánh giá.
- Chƣa đƣợc ứng
dụng rộng rãi.
Nhƣ vậy đối với đặc thù của hệ thống điện Việt Nam có thể thấy hai giải pháp
có tính khả thi cao hiện nay là thay đổi cấu hình lƣới điện và lắp đặt kháng
điện hạn chế dòng ngắn mạch.
Các phần tiếp sau sẽ lần lƣợt xem xét và tính toán kiểm chứng cụ thể hiệu quả
hạn chế dòng ngắn mạch đối với hai giải pháp nêu trên.
4.2 Giải pháp thay đổi cấu hình lƣới điện
Giải pháp thay đổi cấu hình lƣới điện mà cụ thể là tách thanh cái đã và đang
thực hiện rất hiệu quả trên lƣới điện 220kV ở phía Nam Việt Nam. kết quả
Do
tính toán cho thấy dòng ngắn mạch có khả năng vƣợt quá dòng cắt của máy
cắt Phú Lâm, Nhà Bè
tại các trạm biến áp 500/220/110kV Phú Mỹ, (dòng cắt
của các máy cắt tại sân phân phối 220kV Phú Mỹ là 40kA và tại Phú
, Nhà Bè
Lâm là 31.5kA) nên giải pháp tách thanh cái này đã đƣợc thực hiện từ cuối
năm 2005 và đã đạt đƣợc hiệu quả đáng kể Tuy nhiên, hiện nay EVN đang có
.
chủ trƣơng thay dần các máy cắt có dòng cắt định mức nhỏ (31,5kA) bằng các
máy cắt có dòng cắt định mức lớn ( 63kA) trên lƣới điện truyền
40kA, 50kA,
tải Việt Nam.
Việc tách thanh cái đƣợc thực hiện dựa trên nguyên tắc:

- 77/121 -
- Tách thanh cái tại các trạm có dòng ngắn mạch vƣợt quả khả năng cắt của
thiết bị đóng cắt và có cấu hình thanh cái thỏa mãn điều kiện kỹ thuật để
thực hiện thao tác.
- Phân chia các xuất tuyến ở các thanh cái sao cho dòng ngắn mạch trên các
thanh trên
cái đƣợc hạn chế xuống giới hạn cho phép và phân bổ công suất
các đƣờng dây tự nhiên nhất có thể đƣợc (trào lƣu công suất qua máy cắt
liên lạc khi đóng là nhỏ nhất) để hạn chế tổn thất công suất, điện năng.
Cụ thể cấu hình thanh cái 220kV tại các trạm biến áp Phú Mỹ 1 và Phú Lâm
hiện nay nhƣ hình 4-1 và 4-2:
Hình 4-1: Cấu hình thanh cái 220kV TBA 500/220/110kV Phú Mỹ

- 78/121 -
Hình 4-2: Cấu hình thanh cái 220kV TBA 500/220/110kV Phú Lâm
Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch tại Phú Mỹ 1 và Phú Lâm thời điểm
tháng 11/2005 cho hai trƣờng hợp tách và (đồng thời ở
không tách thanh cái
cả hai trạm) nhƣ sau:
Tại trạm biến áp Phú Mỹ 1 (Dòng cắt định mức của máy cắt là 40kA):
Bảng Dòng điện ngắn mạch tại Phú Mỹ 1 trƣớc và sau tách thanh cái (2005)
4-2:
Thanh cái C21, 24 Thanh cái C22, 25
Inm trƣớc tách
(kA)
Inm sau tách
(kA)
Inm trƣớc tách
(kA)
Inm sau tách
(kA)
3 pha 1 pha 3 pha 1 pha 3 pha 1 pha 3 pha 1 pha
40.8 48.5 24.7 26.0 40.8 48.5 27.7 32.5
Tại trạm biến áp Phú Lâm (Dòng cắt định mức của máy cắt là 31.5kA):

- 79/121 -
Bảng Dòng điện ngắn mạch tại Phú Lâm trƣớc và sau tách thanh cái (2005)
4-3:
Thanh cái C21 Thanh cái C22
Inm trƣớc tách
(kA)
Inm sau tách
(kA)
Inm trƣớc tách
(kA)
Inm sau tách
(kA)
28.7 33.3 22.7 24.3 28.7 33.3 22.4 24.5
Nhƣ vậy, với phƣơng thức tách thanh cái nhƣ trên, dòng ngắn mạch tại các
trạm biến áp Phú Mỹ, Phú Lâm đã đƣợc khống chế trong giới hạn làm việc
bình thƣờng của máy cắt. phân bố công suất tự nhiên bị thay
Tuy nhiên, do
đổi, tổn thất công suất trong trƣờng hợp tách thanh cái tăng thêm khoảng 0,2
MW trong chế độ phụ tải cực đại. Lƣợng tổn thất này có thể còn tăng cao hơn
trong trƣờng hợp công suất nguồn phát ở hai thanh cái Phú Mỹ 1 chênh lệch
nhau nhiều.
Qua tính toán cụ thể ta thấy giải pháp tách thanh cái 220kV tại Phú Mỹ, Phú
lâm hiện nay là rất hiệu quả và linh hoạt Tuy nhiên, nhƣ đã phân tích ở
Chƣơng III thì giải pháp này còn có nhiều hạn chế nên nó chỉ áp dụng mang
tính giải quyết tình thế chứ không mang tính bền vững lâu dài. Để có phép so
sánh tốt hơn thì ta phải xét thêm giải pháp khác nhƣ lắp đặt kháng hạn chế
dòng ngắn mạch tại vị trí có dòng ngắn mạch lớn.
4.3 Giải pháp lắp đặt kháng điện hạn chế dòng ngắn mạch
Giải pháp sử dụng kháng điện để hạn chế dòng điện ngắn mạch là giải pháp
truyền thống, đƣợc áp dụng rộng rãi trên thế giới ở cấp điện áp trung, cao và
thậm chí cả nhƣ đã nêu ở Chƣơng 3 rên hệ thống điện Việt Nam
siêu cao áp . T
(do EVN quản lý) hiện nay đã có nắp đặt 0 kháng điện cho mục đích hạn chế
2
dòng ngắn mạch tại trạm Phú Mỹ, tuy nhiên kháng này vẫn đang loại khỏi
vận hành bởi một phần do kết cấu lƣới tại khu vực xung quang Phú Mỹ đã có
sự thay đổi lớn một phần do việc áp dụng giải pháp tách thanh cái tại các nút

- 80/121 -
Phú Mỹ, Phú Lâm, Nhà Bè làm giảm đáng kể dòng điện ngắn mạch qua các
phần tử.
Trong bối cảnh dòng điện ngắn mạch trên hệ thống điện Việt Nam có xu
hƣớng tăng cao nhƣ hiện nay và tƣơng lai sau này, vấn đề nghiên cứu ứng
dụng các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch, trong đó có lắp đặt kháng
điện là cần thiết.
Tiêu chí để xem xét việc lắp đặt kháng điện hạn chế dòng ngắn mạch cho lƣới
điện truyền tải của Việt Nam chúng ta nhƣ sau:
- Điểm đặt kháng (trạm biến áp) có dòng ngắn mạch vƣợt quá dòng cắt
cần
cho phép của thiết bị đóng cắt và khả thi về mặt bằng xây dựng.
- Bố trí các xuất tuyến ở các phân đoạn sao cho trào lƣu công suất qua kháng
trong trƣờng hợp vận hành bình thƣờng là nhỏ nhất có thể đƣợc (để giảm
tổn thất).
- Phƣơng thức đấu nối cụ thể của kháng điện (sử dụng 02 máy cắt, 01 máy
cắt kết hợp dao cách ly hay chỉ dùng dao cách ly).
Phƣơng pháp tính toán trong quá trình lựa chọn thông số kháng điện nhƣ sau:
- Tính toán trị số dòng điện ngắn mạch ứng với một chuỗi các giá trị của
dung lƣợng kháng điện.
- Từ kết quả tính toán xây dựng các đồ thị biểu diễn mối quan hệ giữa dòng
điện ngắn mạch và dung lƣợng kháng.
- Xác định dung lƣợng kháng điện lắp đặt tối ƣu để vừa đảm bảo hạn chế
dòng điện ngắn mạch, vừa sử dụng hiệu quả vốn đầu tƣ do tác dụng hạn
chế dòng điện ngắn mạch của kháng điện sẽ dần bão hòa khi tăng thêm
dung lƣợng.

- 81/121 -
Việc lắp đặt kháng điện hạn chế dòng ngắn mạch trên hệ thống điện Việt
Nam sẽ đƣợc xem xét trƣớc hết ở những vị trí có dòng ngắn mạch tăng cao
hiện đang phải thực hiện giải pháp tách thanh cái.
Giải pháp lắp đặt kháng điện ở tại thanh cái đầu cực máy phát cũng đƣợc tính
toán để đánh giá khả năng ứng dụng để giảm dòng điện ngắn mạch, nhất là
đối với các tổ máy sẽ vào vận hành trong tƣơng lai.
4.3.1 Xét một ví dụ cụ thể lắp đặt kháng điện tại trạm biến áp
500/220/110kV Phú Mỹ
Tại trạm biến áp 500/220/110kV Phú Mỹ, theo kết quả tính toán dòng điện
ngắn mạch trong trƣờng hợp vận hành bình thƣờng (không tách thanh cái)
cho thấy đến năm 2010 dòng ngắn mạch tại thanh cái 220kV có thể đạt
ta có
tới xấp xỉ 60kA đối với ngắn mạch 1 pha và 51kA đối với dòng ngắn mạch 3
pha. Xu thế tăng này sẽ tiếp tục trong các năm sau 2010 khi có sự tham của
các nguồn điện mới.
Giá trị dòng điện ngắn mạch 1 pha (60kA) đã vƣợt qua mức cho phép của
máy cắt 150% và gần đạt tới ngƣỡng của loại máy cắt có dòng cắt lớn nhất
hiện nay (63kA). Đây chính là điểm có dòng ngắn mạch lớn nhất trên hệ
thống điện Việt Nam trong quá khứ, hiện tại cũng nhƣ tƣơng lai gần. Dòng
điện ngắn mạch tại hú Mỹ qua vài năm đƣợc thể hiện qua biểu đồ sau
P :

- 82/121 -
Inm_Phú Mỹ220kV trường hợp vận hành bình thường
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
55.0
60.0
65.0
2008 2008 2009 2009 2010 2010 2011
Năm
Inm(kA)
In(3)
In(1)
Hình 4-3: Inm tại thanh cái 220kV Phú Mỹ khi vận hành bình thƣờng
Để hạn chế dòng điện ngắn mạch trong các chế độ sự cố, kháng điện đƣợc
xem xét lắp đặt giữa hai cặp thanh cái 220kV Phú Mỹ: C21, 24 và C22, 25
(thay vì vị trí thƣờng mở của máy cắt liên lạc 200A, 200B nhƣ phƣơng thức
tách lƣới hiện tại).
Vào các năm 2010, phƣơng thức kết dây đƣợc điều chỉnh cho phù
2008- đã
hợp với những thay đổi của cấu hình lƣới điện. Nguyên tắc chung là phân bổ
các xuất tuyến trên các thanh cái sao cho trào lƣu công suất qua kháng điện là
nhỏ nhất có thể đƣợc để hạn chế các loại tổn thất.

- 83/121 -
Hình 4-4: Lắp đặt kháng điện tại thanh cái 220kV TBA Phú Mỹ
Để dễ so sánh ta có thể tham khảo bảng kết quả tính toán cho giai đoạn 2008
– 2010 khi thay đổi dung lƣợng kháng nhƣ sau:
Bảng Kết quả tính toán lắp đặt kháng điện tại Phú Mỹ
4-4:
Kháng
(µH)
Thanh
cái
In 2008 (kA) In 2009 (kA) In 2010 (kA)
In(3)
In(1)
In(3)
In(1)
In(3)
In(1)
0
C22,25 46.1 56.9 49.0 58.3 50.5 59.3
C21,24 46.1 56.9 49.0 58.3 50.5 59.3
24000
C22,25 35.8 44.0 37.0 44.2 38.0 44.4
C21,24 34.6 40.0 37.4 41.2 39.0 43.2
48000
C22,25 33.3 41.0 34.3 41.0 35.5 41.4
C21,24 32.0 36.5 34.7 37.6 36.6 40.0
96000
C22,25 31.6 38.7 32.4 38.8 33.8 39.4
C21,24 30.2 34.2 32.9 35.2 35.1 37.8
144000 C22,25 31.0 38.0 31.7 37.9 33.2 38.6

- 84/121 -
C21,24 29.5 33.3 32.2 34.3 34.4 37.0
192000
C22,25 30.6 37.6 31.3 37.4 32.8 38.2
C21,24 29.1 32.8 31.8 33.8 34.1 36.6
216000
C22,25 30.5 37.5 31.1 37.2 32.7 38.0
C21,24 29.0 32.7 31.7 33.6 34.0 36.4
Các biểu đồ biểu thị quan hệ giữa dòng điện ngắn mạch (1 pha và 3 pha) trên
hai hệ thống thanh cái C21, 24 và C22, 25 với dung lƣợng kháng điện lắp
đặt.
Inm(3) tại Phú Mỹ C21,24 với các mức dung lượng kháng điện
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
55.0
0 50000 100000 150000 200000 250000
Dung lượng (µH)
Inm(kA)
2008
2009
2010
Hình 4-5: Inm 3 pha tại thanh cái C21, 24 Phú Mỹ khi lắp đặt kháng điện

- 85/121 -
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
55.0
60.0
65.0
0 50000 100000 150000 200000 250000
Dung lượng (µH)
Inm(kA)
2008
2009
2010
`
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
55.0
0 50000 100000 150000 200000 250000
Dung lượng (µH)
Inm(kA)
2008
2009
2010

- 86/121 -
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
55.0
60.0
65.0
0 50000 100000 150000 200000 250000
Dung lượng (µH)
Inm(kA)
2008
2009
2010
`
Kết quả tính toán và các đồ thị trên cho thấy:
- Dung lƣợng kháng điện tỷ lệ nghịch với dòng điện ngắn mạch (dòng điện
ngắn mạch giảm khi dung lƣợng kháng điện tăng lên).
- Hiệu quả hạn chế dòng điện ngắn mạch tốt nhất đối với kháng điện có dung
lƣợng khoảng 30000 µH và sau đó xu hƣớng bão hòa. Khi tăng dung
có
lƣợng kháng điện trên mức 48000µH, khả năng hạn chế dòng ngắn mạch
giảm đi rất mạnh. Ở trong khoảng từ 48000µH đến 216000µH, dung lƣợng
kháng điện tăng lên 4.5 lần trong khi dòng điện ngắn mạch chỉ giảm đi
đƣợc xấp xỉ 8%.
- Giá trị tối ƣu đối với kháng điện lắp đặt tại thanh cái 220kV Phú Lâm ở
trong khoảng từ 24000 - 48000µH.
Sở dĩ ta chỉ tính toán dòng ngắn mạch cho giai đoạn từ 2008 – tại
2010 vì
Phú Mỹ, áp dụng giải pháp vận hành với chế độ tách thanh cái (MC
sau khi
200A, 200B) thƣờng mở kết hợp với việc bố trí đấu nối một cách hợp lý
các tổ máy phát của cụm Phú Mỹ Bà Rịa thì dòng điện ngắn mạch đo
-

- 87/121 -
đƣợc là luôn ở phạm vi cho phép (nhỏ hơn dòng điện cắt định mức của máy
cắt).
4.3.2 Lắp đặt kháng điện tại đầu cực máy phát
Nhƣ đã trình bày trong các phần trƣớc, việc ứng dụng kháng điện để hạn chế
dòng điện ngắn mạch có thể thực hiện tại thanh cái, xuất tuyến đƣờng dây,
máy biến áp hay đầu cực máy phát.
Với đặc thù của hệ thống điện Việt Nam, dòng điện ngắn mạch có trị số cao
trên hệ thống điện miền Nam và tập trung chủ yếu tại khu vực Phú Mỹ, Phú
Lâm do mật độ nguồn điện phân bố nhiều với công suất lớn ở vùng này.
Do sử dụng cùng loại công nghệ phát điện (tuabin khí hỗn hợp) và nhiên liệu
sơ cấp (khí, dầu) nên nhiều tổ máy của các điện trong khu vực Phú
nhà máy
Mỹ có dải công suất tƣơng tự nhau. Phổ biến là ~150MW và 250MW.
là
Tác dụng hạn chế dòng điện ngắn mạch đối với các kháng điện đầu cực máy
phát đƣợc tính toán kiểm chứng đối với các tổ máy của nhà máy điện Phú Mỹ
1 (bao gồm 3 tổ tuabin khí và 1 tổ tuabin hơi – đuôi hơi) ở thời điểm 2010.
Từ kết quả tính toán đối với các tổ máy của Phú Mỹ 1 có thể phát triển để áp
dụng cho các tổ máy khác trong khu vực cũng nhƣ trong hệ thống.
Kết quả t khả năng hạn chế dòng điện ngắn mạch đối với các kháng
ính toán
điện có dung lƣợng từ 100 đến 800 đối với các tổ máy của nhà máy điện
µH
Phú Mỹ 1 (thời điểm 2010) nhƣ sau:
Bảng Kết quả tính toán lắp đặt kháng điện tại Phú Mỹ
4-5:
Dung lƣợng
kháng (µH)
In 2010 (kA) Điện áp
(kV)
In(3)
In(1)
0 50.5 59.3 231.6
100 49.5 58.1 230.5
200 48.7 57.2 229.6

- 88/121 -
300 48.0 56.4 228.7
400 47.4 55.7 228.0
500 46.9 55.1 227.3
600 46.4 54.6 226.6
700 46.0 54.2 225.9
800 45.6 53.8 225.3
Quan hệ giữa Inmvà dung lượng kháng tại đầu cực các tổ máy
Phú Mỹ 1 - 2010
40.0
45.0
50.0
55.0
60.0
65.0
0 200 400 600 800 1000
Dung lượng (µH)
Inm(kA)
Inm(3)
Inm(1)
Hình 4-9: Quan hệ giữa Inm và dung lƣợng kháng đầu cực MF Phú Mỹ 1

- 89/121 -
Quan hệ giữa điện áp tại TC 220kV và dung lượng kháng tại đầu cực các tổ
máy P
hú Mỹ 1 - 2010
220.0
222.0
224.0
226.0
228.0
230.0
232.0
234.0
0 200 400 600 800 1000
Dung lượng (µH)
U(kV)
U(PM1)
Hình 4-10: Ảnh hƣởng của kháng đầu cực MF NMĐ Phú Mỹ 1 tới điện áp
Có thể thấy rằng trong dải dung lƣợng kháng điệ khảo sát, dòng điện ngắn
n
mạch giảm khá đều khi tăng dần giá trị kháng điện. Trên phƣơng diện hạn chế
dòng ngắn mạch thì đây là tín hiệu khả quan tuy nhiên song song với nó là tác
dụng tiêu cực của việc giảm huy động vô công của các tổ máy cho hệ thống
khiến điện áp tại thanh cái 220kV cũng suy giảm với tốc độ khá cao.
Kết quả tính toán và minh họa trên đồ thị cho thấy việc lựa chọn kháng điện
đầu cực máy phát cần dung hòa cả hai yếu tố: Yếu tố tích cực là hạn chế dòng
điện ngắn mạch và yếu tố tiêu cực là suy giảm điện áp.
Để kiểm chứng khả năng hạn chế dòng ngắn mạch khi áp dụng kháng điện ở
đồng thời cả hai vị trí thanh cái (Phú Mỹ, Phú Lâm) và đầu cực các tổ máy
(Phú Mỹ 1, Phú Mỹ 2.1, Nhơn Trạch), tính toán đƣợc tiến hành với các giả
thiết nhƣ sau:
Kháng điện tại thanh cái Phú Mỹ, Nhà Bè và Phú Lâm: 48000µH
Kháng điện tại đầu cực các tổ máy Phú Mỹ 1: 200µH
Kháng điện tại đầu cực các tổ máy Phú Mỹ 2.1: 200µH

- 90/121 -
Kháng điện tại đầu cực các tổ máy Nhơn Trạch: 400µH
(Dung lƣợng các kháng điện chọn khác nhau do điện áp đầu cực các tổ máy
có trị số khác nhau).
Kết quả:
Bảng 4-6: Kết quả tính toán lắp đặt kháng điện đồng thời tại thanh cái và đầu cực
Thanh cái
In 2010 (kA)
In(3)
In(1)
Phú Mỹ C22, 25 33.5 39.4
Phú Mỹ C21, 24 34.3 37.3
Nhà Bè C21 35.3 39.9
Nhà Bè C22 35.3 39.9
Phú Lâm C21 32.3 35.1
Phú Lâm C22 33.8 38.0
Nhƣ vậy, việc kết hợp sử dụng kháng điện ở đồng thời thanh cái các trạm
biến áp có dòng ngắn mạch lớn và tại đầu cực các tổ máy có thể hạn chế dòng
điện ngắn mạch trên lƣới điện xuống dƣới mức 40kA.
Về bản chất vật lý, việc lắp đặt thêm kháng điện tại đầu cực các tổ máy phát
điện có tác dụng tƣơng đƣơng với việc sử dụng các máy biến áp tăng áp có
trở kháng cao. Để hạn chế dòng điện ngắn mạch có thể sử dụng các máy biến
áp có Uk% ~20% thay vì mức phổ biến ~ 15% nhƣ hiện tại. Đây cũng là một
yếu tố rất quan trọng trong việc lựa chọn thiết bị điện trong giai đoạn 2015 –
2020 mà EVN đang quan tâm.

- 91/121 -
4.4 Tính toán dòng ngắn mạch đối với lƣới truyền tải điện Việt Nam
giai đoạn 2015 -2020.
4.4.1 Lƣới điện 500kV giai đoạn 2015 – 2020.
Theo qui hoạch của tổng sơ đồ VII thì ta có số liệu thống kê tổng chiều dài
đƣờng dây và tổng dung lƣợng MBA sẽ đƣợc đƣa vào vận hành trong giai
đoạn 2015 – 2020 nhƣ các bảng sau:
Bảng .Thống kê đƣờng dây 500kV đƣợc lắp đặt giai đoạn 2015
4-7 -2020
(km)
Quốc Gia 80 4539
Miền Trung 14 630
Miền Nam 28 1894
Bảng Thống kê 500kV đƣợc lắp đặt giai đoạn 2015
4-8: MBA -2020
Số MBA Tổng dung lượng
(MVA)
Quốc Gia 31 26750
Miền Trung 4 2400
Miền Nam 13 11250
Với sơ đồ lƣới điện Việt Nam đã đƣợc phê duyệt theo tổng sơ đồ VII, dùng
phần mềm PSS/E ta có đƣợc kết quả tính toàn dòng điện ngắn mạch 3 pha và
1 pha tại các trạm biến áp 500kV giai đoạn 2015 – 2020 theo Phụ lục 12.
Qua kết quả tính toán đƣợc thì chúng ta thấy về cơ bản thì dòng ngắn mạch
thu đƣợc trên toàn hệ thống điện Việt Nam là tƣơng đối nhỏ so với dòng cắt
định mức của các máy cắt lắp đặt trên lƣới (40kA). ững nút 500kV có
Nh
dòng ngắn mạch tƣơng đối lớn (cỡ 20 – 27kA) cũng chủ yếu tập trung ở khu
vực lƣới truyền tải miền Nam nhƣ Phú Lâm, Phú Mỹ, Nhà Bè. Nhƣ vậy, đối

- 92/121 -
với lƣới điện cấp điện áp 500kV thì vấn đề dòng điện ngắn mạch là tƣơng đối
tin cậy trong chế độ vận hành bình thƣờng.
4.4.2 Lƣới điện 220kV giai đoạn 2015 – 2020
Theo qui hoạch phát triển lƣới điện truyền tải đã đƣợc phê duyệt, ta cũng có
đƣợc bảng thống kê tổng chiều dài đƣờng dây và tổng dung lƣợng MBA cấp
điện áp 220kV sẽ đƣợc đƣa vào vận hành trong giai đoạn 2015 2020 nhƣ sau:
-
Bảng Thống kê đƣờng dây kV đƣợc lắp đặt giai đoạn 2015
4-9: 220 -2020
(km)
Quốc Gia 267 5305
Miền Nam 138 2175
Bảng Thống kê kV đƣợc lắp đặt giai đoạn 2015
4-10: MBA 220 -2020
Số MBA Tổng dung lượng
(MVA)
Quốc Gia 176 39063
Miền Nam 75 17250
Với phần mềm PSS/E ta tính cho lƣới điện cấp điện áp 220kV ta có đƣợc kết
quả tính toán tại Phụ lục 1 , Phụ lục 1 , Phụ lụ tƣơng ứng với dòng điện
3 4 c 15
ngắn mạch trên lƣới điện truyền tải cấp 220kV của các miền Bắc, Nam và
Trung của Việt Nam.
Qua kết quả tính toán thì ta thấy đoạn này ệ thống điện miền Trung
vào giai h
vần là hệ thống có dòng ngắn mạch trên lƣới điện 220kV nhỏ, giá trị này ở

- 93/121 -
hầu hết các trạm biến áp kA, chỉ có 2 trạm có dòng ngắn mạch cỡ
cỡ -
10 17
20- ~
30kA là Đà Nẵng và Plêiku (18 30kA). Điều này phản ánh thực tế hệ
thống điện miền Trung là một hệ thống chƣa phải là lớn với đầu mối cấp điện
chính là các trạm biến áp 500kV Đà Nẵng và Plêiku. Nguồn điện có công suất
lớn nhất trên địa bàn là Nhà máy thủy điện Ialy không phát trực tiếp vào lƣới
điện miền Trung mà phát thẳng lên hệ thống 500kV. Các nhà máy điện còn
lại (Sê San 3, Sê San 3A, Vĩnh Sơn, Sông Hinh, Quảng
Sê San 4, sê San 4A,
Trị) đều là có quy mô vừa và nhỏ nên mức độ ảnh hƣởng đến dòng điện ngắn
mạch không nhiều.
Dòng điện ngắn mạch tại các nút 220kV trên hệ thống điện miền Bắc nhìn
chung có trị số cao hơn so với hệ thống điện miền Trung. Tuy nhiên thì đa số
các nút đều có dòng ngắn mạch nhỏ hơn dòng cắt định mức của các máy cắt
đang đƣợc trang bị. Cụ thể dòng ngắn mạch hầu hết nằm trong khoảng 10-
20kA. Đặc biệt trong giai đoạn này trên lƣới điện miền Bắc đã xuất hiện một
số nút có dòng ngắn mạch lớn cỡ 30kA nhƣ Long Biên, Hà Đông, nhiệt điện
Hải Phòng, Phả Lại, .v.v.
Tuy nhiên so với tiêu chuẩn cho phép về giá trị dòng ngắn mạch của “Quy
định đấu nối” (40kA) thì có thể nói chỉ tiêu này đối với hệ thống điện miền
Bắc vẫn nằm trong giới hạn an toàn.
Hệ thống điện miền Nam là khu vực có dòng ngắn mạch lớn nhất trên toàn hệ
thống điện quốc gia. Ngoại trừ các nút ở miền Tây Nam bộ và phía Bắc của
Đông Nam bộ (khu vực có ít nguồn điện) có dòng ngắn mạch thấp (<20kA),
hầu hết các trạm khu vực Phú Mỹ và lân cận có dòng ngắn mạch rất cao mặc
dù đã phải dùng giải pháp tách thanh cái từ cuối năm 2005.
Một số trạm biến áp có dòng ngắn mạch cao nhƣ Nhà Bè (~49kA), Phú Lâm
(~ ~
40kA), Thủ Đức ( 50kA) và đặc biệt tại Phú Mỹ đã xuất hiện dòng ngắn
mạch lên đến 60kA.

- 94/121 -
Nhƣ vậy với kết quả tính toán đƣợc thì việc cần phải có một giải pháp thích
hợp để hạn chế dòng điện ngắn mạch tại một số nút trên lƣới điện truyền tải
của miền Nam trong tƣơng lai là hết sức cần thiết.
4.5 Đề xuất giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch ứng dụng cho lƣới điện
truyền tải Việt Nam giai đoạn 2015 -2020
Căn cứ trên các yếu tố:
- Phân tích lý thuyết về các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch.
- Một số kinh nghiệm hạn chế dòng điện ngắn mạch tại các nƣớc có hệ thống
điện lớn.
- Hiện trạng và xu thế phát triển của hệ thống điện Việt Nam.
- Các kết quả tính toán kiểm chứng đã thực hiện trong luận văn này.
Giải pháp khả thi có thể áp dụng để hạn chế dòng điện ngắn mạch trên hệ
thống điện Việt Nam nhƣ sau:
- Tách thanh cái trong một số chế độ vận hành cụ thể hoặc một giai đoạn vận
hành cụ thể (trong trƣờng hợp xuất hiện sự tăng cao của dòng điện ngắn
mạch).
- Ứng dụng kháng hạn chế dòng ngắn mạch tại thanh cái và đầu cực máy
phát.
Song song với việc thực hiện các giải pháp nêu trên, một số vấn đề liên quan
khác cũng cần đƣợc xem thực hiện
xét :
- Cần có kế hoạch thay thế các thiết bị tại trạm 220 kV hiện hữu có
500kV,
dòng ngắn mạch trong tƣơng lai >3 kA lên mức tổi thiểu
0 và cao
50kA
hơn.
- Các trạm biến áp trong tƣơng lai có dòng ngắn mạch tính toán >3 kA sẽ
0
đƣợc trang bị thiết bị đóng cắt có khả năng cắt ngắn mạch tối thiểu 63kA.

- 95/121 -
- Ban hành Quy định lƣới điện truyền tải (Grid Code), trong đó có nội dung
về vấn đề dòng điện ngắn mạch để làm cơ sở pháp lý cho việc xác định rõ
quyền lợi, trách nhiệm của các chủ thể tham gia đấu nối vào lƣới điện quốc
gia đối với việc hạn chế dòng điện ngắn mạch tăng cao.
- Xem xét lại các giá trị dòng điện ngắn mạch tƣơng ứng với các cấp điện áp
của “Qui định đấu nối” theo hƣớng tăng lên để phù hợp với xu thế phát
triển và yêu cầu vận hành an toàn của hệ thống điện quốc gia.

- 96/121 -
5. CHƢƠNG KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
V:
5.1 Kết luận
- Qua tính toán ta thấy đƣợc lƣới điện truyền tải Việt Nam theo tổng sơ đồ
VII trong giai đoạn 2015 – 2020 về cơ bản đã đáp ứng đƣợc yêu cầu về hạn
chế dòng điện ngắn mạch. Tuy nhiên cũng vẫn còn một vài nút trên hệ
thống khiến ta cần phải vì giá trị dòng ngắn mạch tính đƣợc là
quan tâm
tƣơng đối lớn. Đồng thời, tính toán ta đã mặc định về thời gian là
trong
theo đúng nhƣ qui hoạch đã đề ra, song thực tế sẽ không thể hoàn toàn là
nhƣ vậy cho nên các đơn vị vận hành cần phải có những biện pháp phù hợp
để hạn chế dòng điện ngắn mạch trong từng thời điểm.
- Giải pháp thay đổi cấu hình lƣới điện tuy có nhƣợc điểm là làm giảm sự
linh hoạt trong vận hành hệ thống và kém kinh tế do gây ra tổn thất công
suất, điện năng nhƣng lại là giải pháp khả thi trong điều kiện hiện tại bởi có
thể hạn chế tức thời dòng điện ngắn mạch tại các điểm “nóng” trên hệ
thống.
- Đối với tổng thể toàn hệ thống, kháng đầu cực tại mỗi tổ máy phát tuy hạn
chế đƣợc không nhiều dòng ngắn mạch nhƣng khi lắp đặt tại nhiều tổ máy
(nhất là các tổ máy sẽ đầu tƣ xây dựng trong tƣơng lai) thì sẽ có tác dụng
rất lớn do hạn chế đƣợc công suất ngắn mạch ngay tại đầu nguồn.
- Giải pháp sử dụng kết hợp kháng điện tại thanh cái và tại đầu cực máy phát
là giải pháp phù hợp với điều kiện của hệ thống điện Việt Nam.
5.2 Kiến nghị
Những kiến nghị đ đảm bảo có đƣợc một chế độ vận hành ổn định, an toàn
ể
cho hệ thống điện nói chung và lƣới điện truyền tải của Việt Nam nói riêng
trong giai đoạn 2015 – nhƣ sa
2020 u:
- Giám sát đảm bảo hệ thống Nguồn – Lƣới đƣa vào vận hành theo đúng tiến
độ nhƣ tổng sơ đồ VII đã đƣợc Chính phủ phê duyệt.

- 97/121 -
- Có giải pháp qui hoạch nguồn và lƣới hợp lý. Giải pháp đầu tƣ nhƣ lắp đặt
kháng hạn chế dòng điện ngắn mạch, lựa chọn thông số cho các thiết bị cho
công trình mới. Đối với các nhà máy điện mới đƣa vào ta phải lựa chọn
điện kháng máy phát, MBA đầu cực cho phù hợp.
- Giải pháp vận hành hợp lý: Tách thanh cái, mở vòng, tách MBA liên lạc.
Thực hiện một số giải pháp tự động nhƣ thực hiện cắt có trình tự...khi có
xuất hiện dòng ngắn mạch có giá trị lớn (gây nguy hiểm) trên lƣới điện.
- Áp dụng những tiến bộ khoa học của thế giới để có biện pháp hạn chế dòng
ngắn mạch trên lƣới truyền tải một cách hiệu quả nhất.
- Đệ trình Chính phủ, Bộ công thƣơng những biện pháp điều chỉnh hiệu quả
tức thời đáp ứng phù hợp với sự phát triển của phụ tải hệ thống điện tránh
sự đầu tƣ tràn lan gây lãng phí cho nền kinh tế của đất nƣớc.
- Thay thế dần các máy cắt có dòng cắt ngắn mạch nhỏ (31.5kA ) bằng
, 40kA
các máy cắt có dòng cắt ngắn mạch phù hợp (50kA, 63kA hoặc cao hơn).
- Yêu cầu để các chủ thể tham gia hoạt động điện lực cần thực hiện nghiêm
túc các yêu cầu về hạn chế dòng điện ngắn mạch theo “Quy định lƣới điện
truyền tải” do Bộ công thƣơng ban hành.
- Có đề án nghiên cứu tổng thể và chi tiết về các giải pháp hạn chế dòng điện
ngắn mạch trên hệ thống điện Việt Nam.

- 98/121 -
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]. -
Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 2020 có xét đến
năm 2030 Quyết định số 1028/QĐ Hà Nội.
, - (21/7/2011
TTg ),
[2]. Tiến độ các công trình điện Việt Nam giai đoạn 2011 – 2030, Viện năng
lƣợng (2011).
[3]. Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia (2012), Tổng kết vận hành hệ thống
điện quốc gia 2012, Hà Nội.
[4]. Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia (2012), Tổng kết vận hành hệ thống
điện quốc gia các năm từ 1995 - 2012, Hà Nội.
[5]. (2000),
Lã Văn Út Ngắn mạch trong hệ thống điện, NXB Khoa học và kỹ
thuật.
[6]. Bản đồ hệ thống điện Việt Nam giai đoạn 2008 – 2025, Viện năng lƣợng
(2008).
[7]. Amon F., P.C. Fernandez, E.H. Rose, A.D’Ajuz, A. Castanheira (2005)
Brasilian successful experience in the usage of current limiting reactors
for short circuit limitation, Montreal international conference on Power
system transients, Canada.
[8]. CIGRE WG A.36: H. Chmitt, J. Amon, D. Braun, G. Damstra, K.-H.
Hartung, J. Jager, J. Kida, K. Kunde, Q. Le, L. Martini, M. Steure, Ch.
Umbricht, X. Waymel, C. Neumann (2005). Fault current limiters –
Application, principles and experience. Tokyo, Japan.
[9]. Justin-Jin Zhang, Qianjin Liu, Christan Rehtanz, Staffan Rudin (2006).
Investigation for new solutions for mega city power grid issues. China
international Conference on Electricity Distributions.

- 99/121 -
[10]. Hector G.Sarmiento, Rafael Castellanos, Gabriela Pampin, Carlos
Tovar, Juan Naude (2003). An example in controlling short circuit levels
in a large metropolitan area. IEEE.
[11]. Nguyen Xuan Tung, Fujita Goro. Incorporating between Fault current
limiter and existing protection system. Shibaura Institute of Technology,
3-7-5, Toyosu, Koto-ku, Tokyo 135-8548, Japan.
[12]. Soo-Hoan Lee, Kang-Wan Lee, Yong-Beum Yoon, -Bae Hyun
Ok
(2006). FCL application Issues in Korean Electric Power Grid. IEEE.

- 100/121 -
PHỤ LỤC
Phụ lục 01: Sơ đồ lƣới điện truyền tải Việt Nam.
Phụ lục 02: Bảng chi tiết các MBA 500kV đƣa vào giai đoạn 2015 - 2020
Phụ luc 03: Bảng chi tiết các ĐD 500kV đƣa vào giai đoạn 2015 - 2020
Phụ ụ ấp điệ ắp đặ ạ
l c 04: Các MBA c n áp 220kV l t giai đo n 2015 - 2020
Phụ ục 05: Các đƣờng dây 220kV đƣợ ựng giai đoạ
l c xây d n 2015 - 2020
Phụ ụ ồn điện đƣa vào trong năm 2015
l c 06: Các ngu
Phụ ụ ồn điện đƣa vào trong năm
l c 07: Các ngu 2016
l c 08: Các ngu
l c 09: Các ngu
l c 10: Các ngu
l c 11: Các ngu
Phụ ụ
l c 12 n In(3), In(1) các TBA 500kV Vi n 2015-2020
: Dòng điệ ệt Nam giai đoạ
Phụ ụ
l c 13 n In(3), In(1) các TBA 220kV Mi n B n 2015-2020
: Dòng điệ ề ắc giai đoạ
Phụ ụ
l c 14 n In(3), In(1) các TBA 220kV Mi n 2015-2020
: Dòng điệ ền Nam giai đoạ
Phụ ụ
l c 15 n In(3), In(1) các TBA 220kV Mi n 2015-
: Dòng điệ ềnTrung giai đoạ
2020.

- 101/121 -
Phụ lục 02: Bảng chi tiết các MBA 500kV đƣa vào giai đoạn 2015 - 2020
STT Tên trạm Máy biến áp
Tổng dung
lƣợng
Tình trạng
Số
lƣợng
(MVA) (MVA)
Miền Bắc 13100
1 Thƣờng Tín 2 900 1800 Thay MBA
2 Nho Quan 1 900 900 Thay MBA 1
3 Việt Trì 1 900 900 Máy 2
4
Trạm biến đổi
AC-DC Vĩnh
Yên
2000
Đồng bộ tiến độ nhập khẩu điện Trung
Quốc Quy mô từ 3000MW
- - 4000MW,
chi tiết đƣợc chuẩn xác trong dự án đầu tƣ
công trình
5 Đông Anh 2 900 1800 Xây mới
6 Tây Hà Nội 1 900 900 Xây mới
7 Long Biên 2 900 1800 Xây mới
8
Trạm cắt Thái
Bình Trạm cắt (dự phòng vị trí lắp đặt 2 MBA)
9 Nghi Sơn 2 450 900 Đồng bộ NĐ Nghi Sơn 2
10 Bắc Ninh 2 600 1200 Xây mới (quy mô 03 MBA)
11 Hải Phòng 1 900 900 Xây mới
Miền Trung 2400
1 Huế 1 600 600 Máy 1
2 Dốc Sỏi 1 450 450 Máy 2
3 Đà Nẵng 1 900 900 Thay MBA 1
4 Vân Phong 1 450 450 Đồng bộ NĐ Vân Phong
Miền Nam 11250
1 Phú Lâm 1 900 900 Thay MBA 2
2 Nhà Bè 2 900 1800 Thay 2 MBA
3 Tân Uyên 1 900 900 Máy 2
4 Mỹ Phƣớc 1 900 900 Vận hành đầu năm 2016

- 102/121 -
(Tiếp)
5 Đồng Nai Trạm cắt (dự phòng đất lắp 3 MBA)
6 Củ Chi 2 900 1800
7 Bình Dƣơng 1 1 900 900 Đồng bộ ĐHN Ninh Thuận 1
8 Long Thành 2 900 1800 Xây mới
9 Đức Hòa 1 900 900 Máy 2
10 Mỹ Tho 1 900 900 Máy 2
........................................

- 103/121 -
Phụ luc 0 : Bảng chi tiết các ĐD 500kV đƣa vào giai đoạn 2015
3 - 2020
STT Đƣờng dây
Số
mạch
Chiều dài
Tổng chiều
dài
Ghi chú
(km) (km)
Miền Bắc 2015
1 Bắc Ninh rẽ Đông Anh Phố
- -
Nối
2 5 10
2 Rẽ Bắc Ninh Quản
- g Ninh -
Hiệp Hoà
2 32 64
3 Tây Hà Nội Thƣờng Tín
- 2 24 48
4 Đƣờng dây nhập khẩu điện từ
Trung Quốc bằng cấp điện áp
500 kV
350 Xem xét sử dụng điện DC
5 Đƣờng dây từ trạm biến đổi
DC - - Tây Hà
AC Vĩnh Yên
Nội
2 70 140Trong trƣờng hợp sử dụng
điện áp một chiều để nhập
khẩu điện Trung Quốc
6 Tây Hà Nội rẽ Việt Trì Hiệp
- -
Hòa (Vĩnh Yên)
2 60 120Trƣờng hợp chƣa nhập khẩu
500 kV Trung Quốc
7 Đông Phù Yên Tây Hà Nội
- 2 110 220
8 Đông Phù Yên rẽ Sơn La
- -
Việt Trì
4 20 80Đồng bộ với TĐ tích năng
Đông Phù Yên
9 Nho Quan - Thƣờng Tín 1 75 75Mạch 2
10 Long Biên - -
rẽ Thƣờng Tín
Phố Nối
2 5 10
11 NĐ Thăng Long rẽ Quảng
-
Ninh - Phố Nối
2 5 10Đồng bộ NĐ Thăng Long
12 Trạm cắt Thái Bình Phố Nối
- 2 60 120
13 Trạm cắt Thái Bình - NĐ Nam
Định
2 72 144
14 Trạm cắt Thái Bình Hải
-
Phòng
2 40 80
15 Nghi Sơn rẽ Nho Quan
- - Hà
Tĩnh
4 50 200
16 NĐ Quảng Trạch Vũng Áng
- 2 25 50
17 NĐ Nam Định - Thanh Hoá 2 72 144
18 NĐ Quỳnh Lập - Thanh Hoá 2 75 150
Miền Trung 630
1 NĐ Vân Phong ĐHN Ninh
-
Thuận 1 NĐ Vĩnh Tân
-
2 195 390Đồng bộ với NĐ Vân Phong1
2 Huế rẽ Hà Tĩnh Đà Nẵng
- - 4 5 20
3 TĐ tích năng Bác Ái rẽ Vân
-
Phong - -
ĐHN Ninh Thuận 1
4 35 140
4 NĐ Quảng Trị rẽ Hà Tĩnh
- -
Đà Nẵng
4 20 80
Miền Nam 1894

- 104/121 -
(Tiếp)
1 TTĐL Vĩnh Tân - Sông Mây 2 235 470Mạch 3,4 đồng bộ với nhà
-
máy vào vận hành sớm hơn
của Vĩnh Tân 3 hoặc Vân
Phong1
2 ĐHN Ninh Thuận 1 - Bình
Dƣơng 1
2 250 500Đồng bộ với ĐHN Ninh Thuận
1
3 Long Thành - -
rẽ Phú Mỹ
Sông Mây
2 16 32
4 Đồng Nai Rẽ Phú Mỹ
- - Sông
Mây
4 18 72
5 TTĐL Sơn Mỹ Trạm cắt
-
Đồng Nai
2 53 106Đồng bộ NĐ Sơn Mỹ 1
6 Mỹ Phƣớc Củ Chi
- 2 25 50
7 NĐ Kiên Lƣơng Thốt Nốt
- 2 107 214Đồng bộ NĐ Kiên Lƣơng
8 Thốt Nốt Đức Hòa
- 2 145 290
9 Mỹ Phƣớc rẽ Cầu
- PleiKu -
Bông
4 5 20
10 Rẽ Sông Mây Tân Định
- -
Bình Dƣơng 1
4 5 20
11 NĐ Sông Hậu Mỹ Tho
- 2 60 120Xây dựng trong trƣờng hợp
NĐ Sông Hậu 1 vào sớm hơn
so với dự kiến

- 105/121 -
Phụ lục 0 : Các MBA cấp điện áp 220kV lắp đặt giai đoạn 2015
4 - 2020
Vị trí lắp đặt Số MBA Dung lƣợng
(MVA)
Tổng dung
lƣợng (MVA)
Ghi chú
Miền Bắc 18063
1An Dƣơng (Tây Hồ) 1 250 250Máy 2
2Đông Anh 1 250 250Máy 2
3Xuân Mai 2 250 500Thay máy
4Sơn Tây 1 250 250Máy 2
5Hòa Lạc 1 250 250Máy 1
6Hòa Bình 1 125 125Thay máy 2
7Tây Hà Nội 1 250 250Máy 2
8Long Biên 1 250 250Máy 2
9Thƣờng Tín 1 250 250Máy 2
10Kim Động 1 250 250Máy 2
11NĐ Quảng Ninh 1 250 250Thay MBA1
12NĐ Hải Phòng 1 250 250Thay máy
13Vật Cách 1 250 250Thay MBA 2
14Thuỷ Nguyên 1 250 250Máy 2
15Dƣơng Kinh 1 250 250Máy 2
16Hải Dƣơng 2 1 250 250Máy 2
17NĐ Hải Dƣơng 1 250 250Máy 2
18Phủ Lý 1 250 250Thay MBA 1
19Trực Ninh 1 250 250Máy 2
20Thái Bình 1 250 250Thay MBA 2
21NĐ Thái Bình 1 250 250Máy 2
22Hoa Lƣ 1 250 250Thay máy
23Ninh Bình 2 1 125 125Máy 2
24Nho Quan 1 125 125Máy 2
25Hà Giang 1 125 125Máy 2
26Cao Bằng 1 125 125Máy 2
27Than Uyên 1 125 125Máy 2
28Bắc Kạn 1 125 125Lắp máy 1
29Tuyên Quang 1 125 125Máy 2
30TĐ Tuyên Quang 1 125 125Thay MBA
63MVA
31Yên Bái 1 250 250Thay MBA 1
32Lƣu Xá 1 250 250Máy 2
33Việt Trì 1 250 250Thay MBA 2
34Vĩnh Yên 1 250 250Thay MBA 2
35Bá Thiện 1 250 250Máy 2
36Bắc Giang 1 250 250Thay MBA 1
37Quang Châu 1 250 250Máy 2
38Tiên Sơn (Bắc Ninh2) 1 250 250Máy 2

- 106/121 -
(Tiếp)
39Yên Phong (Bắc
Ninh3)
1 250 250Máy 2
40Trạm cắt Hải Dƣơng
3
Tách nút Phả Lại
giảm dòng ngắn
mạch
41Tràng Bạch 1 250 250Thay MBA 2
42Thanh Hoá 1 250 250Thay MBA 2
43Nghi Sơn 1 250 250Thay MBA 2
44Vinh 1 250 250Thay MBA 2
45TX. Sơn La 1 250 250Thay MBA 1
46Yên Thủy 1 125 125Máy 2
47Bỉm Sơn 1 250 250Thay MBA 1
48Quỳnh Lƣu 1 250 250Máy 2
49Hà Tĩnh 1 250 250Thay MBA 1
50Vũng Áng 1 250 250Máy 2
51Đông Anh 2 2 250 500Xây mới
52Văn Điển 2 250 500Xây mới
53Chƣơng Mỹ 1 250 250Xây mới
54Ứng Hoà 2 250 500Xây mới
55Mê Linh 1 250 250Xây mới
56An Lão 2 250 500Xây mới
57Bắc Sông Cấm 2 250 500Xây mới
58Gia Lộc 1 250 250Xây mới
59Phố Cao 1 250 250Xây mới
60Yên Mỹ 1 250 250Xây mới
61Lý Nhân 1 125 125Xây mới
62Vũ Thƣ 1 250 250Xây mới
63Quỳnh Phụ 1 250 250Xây mới
64Nghĩa Lộ 1 125 125Xây mới
65Phú Bình 1 250 250Xây mới
66Vĩnh Tƣờng 1 250 250Xây mới
67Tân Yên 1 250 250Xây mới
68Thứa 2 250 500Xây mới
70Thép Lạch Huyện 1 125 125Xây mới
71Lai Châu 1 125 125Xây mới
72Khe Thần 1 63 63Máy 2
73Nông Cống 1 125 125Xây mới
74Ngọc Lặc 1 125 125Xây mới
75Nam Cấm 1 250 250Xây mới
Miền Trung 3750
1Đông Hà 1 250 250Lắp MBA 2

- 107/121 -
(Tiếp)
2Lao Bảo 1 125 125Máy 1
3Huế 1 250 250Thay MBA 2
4Phong Điền 1 125 125Máy 2
5Cầu Hai 1 125 125Máy 1
6Đà Nẵng 1 250 250Thay MBA 2
7Liên Chiểu 1 250 250Máy 1
8An Đồn (Tiên Sa) 1 250 250Máy 1
9Hội An 1 250 250Máy 1
10Tam Hiệp 1 125 125Máy 2
11Quảng Ngãi 1 125 125Máy 2
12Hòai Nhơn 1 125 125Máy 1
13Tuy Hoà 1 250 250Thay MBA 1
14Quy Nhơn 1 250 250Thay MBA 1
15Sông Cầu 1 125 125Máy 1
16Cam Ranh 1 250 250Máy 1
17Ninh Hòa 1 250 250Máy 1
18Bờ Y 1 125 125Máy 1
19Đăk Nông 1 125 125
20Chƣ Sê 1 125 125Máy 1
Miền Nam 17250
1Tân Rai 1 250 250
2Đức Trọng 1 125 125Máy 2
3Tháp Chàm 1 125 125Máy 2
4Phan Rí 1 250 250
5Hàm Tân 1 250 250Máy 2
6Tân Sơn Nhất 2 250 500
7Đầm Sen 2 250 500
8Nam Hiệp Phƣớc 2 250 500
9Quận 9 1 250 250Xây mới
10Bình Chánh 2 250 500
11Thủ Thiêm 2 250 500
12Vĩnh Lộc 2 250 500Thay trạm tạm
bằng trạm chính
thức
13Bình Long 1 250 250Thay máy 1
14Phƣớc Long 1 250 250Xây mới
15Tây Ninh 2 2 250 500
16Bình Hòa 1 250 250Máy 3
17Thuận An 1 250 250Máy 3
18Tân Định 2 1 250 250Máy 2
19Lai Uyên 2 250 500
20Tân Uyên 2 250 500
21Bình Dƣơng 1 2 250 500Nối trong trạm 500

- 108/121 -
(Tiếp)
22Long Thành 1 250 250Máy 3
23Phú Hòa Đông 2 250 500Xây mới
24Tây Bắc Củ Chi 2 250 500
25Sông Mây 1 250 250Máy 3
26An Phƣớc 2 250 500
27TP. Nhơn Trạch 1 250 250Máy 3
28Tam Phƣớc 2 250 500
29KCN Phú Mỹ 2 1 250 250Máy 3
30Đất Đỏ 1 250 250Máy 1
31KCN Phú Mỹ 3 2 250 500
32Bến Lức 1 250 250Máy 2
33Tân An 1 250 250
34Cao Lãnh 1 250 250Thay MBA 1
35Lấp Vò 2 250 500
36Long Xuyên 2 1 250 250Máy 2
37Châu Thành 1 250 250
38Cai Lậy 1 250 250Thay 01 MBA
39Mỹ Tho 1 250 250Thay máy 2
40Gò Công 2 250 500Xây mới
41Vĩnh Long 2 1 250 250Thay 01 MBA
42Vĩnh Long 3 1 125 125
43Bến Tre 1 250 250Thay 01 MBA
44KCN Sa Đéc 1 250 250Máy 2
45Mỏ Cày 1 125 125
46Kiên Bình 2 250 500Thay 02 MBA
47Gò Quao 1 125 125
48Thốt Nốt 1 250 250Thay 01 MBA
49Ninh Kiều 1 125 125
50Vị Thanh 1 125 125
51Rạch Giá 1 250 250Thay máy 1
52Duyên Hải 1 250 250
53Mỹ Tú 1 125 125
54NĐ Long Phú 1 125 125
55Giá Rai 1 125 125
56Ngọc Hiển 2 125 250

- 109/121 -
Phụ lục 05: Các đƣờng dây 220kV đƣợc xây dựng giai đoạn 2015 – 2020
STT Đƣờng dây
Số
mạch
Chiều dài
Tổng
chiều dài
Ghi chú
(km) (km)
Miền Bắc 1584
1 Mai Động Tây Hồ
- 2 15 30Cáp ngầm
2 TĐ Trung Sơn rẽ Hòa Bình
- -
Nho Quan
2 77 154
3 Mê Linh - - Vân
rẽ Sóc Sơn
Trì
2 5 10
4 Đông Anh Đông Anh 2
- 2 20 40
5 Đấu nối Đông Anh 500 kV
- 4 5 20
6 Vĩnh Tƣờng rẽ Việt Trì Sơn
- -
Tây
2 3 6
7 Tây Hà Nội - Mê Linh 2 40 80
8 Thay dây chịu nhiệt Hà Đông
-
- Chèm
2 20 40Đồng bộ với trạm 500
kV Tây Hà Nội
9 Văn Điển rẽ Thƣờng Tín
- - Hà
Đông
2 6 12
10 Chƣơng Mỹ rẽ Hoà Bình
- - Hà
Đông
2 5 10
11 Ứng Hoà rẽ Hà Đông Phủ
- -
Lý
2 5 10
12 Ứng Hoà Phủ Lý
- - Nho Quan 1 65 65Mạch 2 (xem xét xây
ĐZ mạch kép trên
tuyến cũ)
13 Hải Hà Cẩm Phả
- 2 85 170Treo mạch 2
14 An Lão - Hải Phòng 500 kV 2 5 10
15 Đấu nối Hải Phòng 500 kV 4 2 8
16 Tam Hƣng Bắc Sông Cấm
- 2 12 24
17 Gia Lộc rẽ NĐ. Hải Dƣơng
- -
Phố Nối
2 5 10
18 Các ĐZ đấu vào trạm cắt Hải
Dƣơng 3
6 4 2403 ĐZ mạch kép
19 Phố Cao rẽ Kim Động
- - Thái
Bình
2 8 16
20 Yên Mỹ rẽ Thƣờng Tín Phố
- -
Nối
2 7 14
21 Nho Quan - Thanh Nghị 2 25 50
22 Lý Nhân - Thanh Nghị 2 23 46
23 Thái Bình - Nam Định 1 25 25Treo dây mạch 2
24 Nam Định - Ninh Bình 1 31 31Xem xét xây ĐZ
mạch kép

- 110/121 -
(Tiếp)
25 TĐ Hủa Na rẽ Thanh Hoá
- -
Bỉm Sơn
2 70 140
26 Thái Bình - 500/220 kV Thái
Bình
2 15 30
27 Vũ Thƣ rẽ Thái Bình Trực
- -
Ninh
2 5 10
28 Nhánh rẽ Quỳnh Phụ
- 2 5 10
29 Ninh Bình - Thanh Hoá 1 62 62Mạch 2 (xem xét xây
tuyến cũ)
30 TĐ Bắc Mê rẽ Hà Giang TĐ
- -
Tuyên Quang
2 5 10
31 Cao Bằng Lạng Sơn
- 1 100 100
32 Phú Bình - - Thái
rẽ Bắc Giang
Nguyên
2 5 10
33 Việt Trì 500 kV Bá Thiện
- 2 38 76
34 Bắc Giang Phả Lại
- 1 27 27Mạch 2 (xem xét xây
tuyến cũ)
35 Bắc Ninh Bắc Ninh 500 kV
- 2 10 20
36 Bắc Ninh 500 kV rẽ Phố Nối
-
- Tiên Sơn
4 5 20
37 Thứa rẽ Phố Nối Tiên Sơn
- - 2 4 8
38 Thép Lạch Huyện Yên Hƣng
- 2 18 36
39 Ngọc Lặc rẽ Hủa Na
- - Thanh
Hoá
2 30 60
40 Nông Cống - Thanh Hoá 2 25 50
41 Nhánh rẽ Trạm Nam Cấm 2 5 10
Miền Trung 1546
1 Đông Hà Lao Bảo
- 2 52 104
2 Đấu nối phía 220 kV trạm 500
kV Thừa Thiên Huế
4 5 20
3 Hạ Sê San 2 rẽ Sê San 4
- -
PleiKu
2 190 380
4 Cầu Hai rẽ Huế Hoà Khánh 4 5 20
5 Nhánh rẽ Liên Chiểu
- 4 6 24
6 Quận Ba An Đồn
- 2 6 12Xem xét dùng cáp
ngầm
7 Quận Ba Hội An
- 2 15 30
8 Rẽ Hoài Nhơn Hoài Nhơn
- 4 5 20Cột 4 mạch
9 Quảng Ngãi –500 kV Dốc Sỏi 2 29 58Treo mạch 2
10 Quản An Nhơn
g Ngãi - 2 143 286Treo mạch 2

- 111/121 -
(Tiếp)
11 Rẽ Sông Cầu Sông Cầu
- 6 5 30
12 An Khê - An Nhơn 1 146 146Mạch 2
13 An Nhơn - Tuy Hòa 2 98 196
14 Rẽ Khánh Hòa - Khánh Hòa 4 5 20Cột 4 mạch
15 Đấu nối thủy điện khu vực
Nam Lào và Campuchia
2 100 200
Miền Nam 2175
1 Ninh Phƣớc rẽ Vĩnh Tân
- -
Tháp Chàm
4 2 8
2 Phan Rí - - Phan
rẽ Vĩnh Tân
Thiết
4 2 8
3 Nhánh rẽ Tân Đức 2 5 10
4 Nhánh rẽ Đất Đỏ 4 2 8
5 Phú Mỹ KCN Phú Mỹ 2
- 2 20 40Xem xét sử dụng
tuyến của ĐZ 110 kV
P -
hú Mỹ Bà Rịa
6 Nhánh rẽ KCN Phú Mỹ 3 4 3 12
7 500 kV Đồng Nai rẽ Châu
-
Đức Phú Mỹ 2
- KCN-
4 20 80
8 Thủ Thiêm rẽ Cát Lái
- - Tân
Cảng
4 3 12Cáp ngầm 220kV
9 Phú Lâm - Đầm Sen 3 6 18Cáp ngầm 220kV
10 Tân Sơn Nhất Hiệp Bình
-
Phƣớc
2 8 16Cáp ngầm 220kV
11 Hiệp Bình Phƣớc – 500 kV
Tân Uyên
2 14 28Cột 4 mạch, treo trƣớc
2 mạch
12 Quận 9 rẽ Tân Uyên Thủ
- -
Đức
4 2 8Cột 4 mạch
13 Nam Hiệp Phƣớc rẽ Thủ Đức
-
- Hóc Môn
4 2 8Cột 4 mạch
14 500 kV Long Thành - rẽ Cát
Lái - Thủ Đức
4 17 68Cột 4 mạch
15 NĐ Nhơn Trạch TP Nhơn
-
Trạch
2 12 24
16 500 kV Long Thành - rẽ Long
Bình - Long Thành
4 2 8Cột 4 mạch
17 Tam Phƣớc rẽ 500 kV Long
-
Thành - Long Bình
4 2 8
18 An Phƣớc rẽ 500 kV Long
-
Thành - Long Thành
4 2 8
19 500 kV Tân Định rẽ
- Bình
Hòa - Thuận An
2 11 22
20 Nhánh rẽ Tây Bắc Củ Chi 2 3 6
21 Nhánh rẽ Phú Hòa Đông 2 3 6

- 112/121 -
(Tiếp)
22 500 kV Cầu Bông - Bình
Chánh 1
2 13 26
23 500 kV Bình Dƣơng 1 rẽ Tân
-
Định Uyên Hƣng
-
4 2 8
24 Tân Uyên - rẽ 500 kV Bình
Dƣơng 1 Mỹ Phƣớc
-
4 3 12
25 500 kV Mỹ Phƣớc rẽ Mỹ
-
Phƣớc - Bình Long
4 2 8
26 500 kV Mỹ Phƣớc rẽ vào Bến
-
Cát
2 3 6
27 Lai Uyên - - Bình
rẽ Mỹ Phƣớc
Long
4 3 12
28 Phƣớc Long rẽ Bình Long
- -
Đăk Nông
4 2 8
29 Tây Ninh 2 - -
rẽ Trảng Bảng
Tây Ninh
4 2 8
30 TĐ Sam Bo - Tân Biên 2 170 340
31 Tân Biên - -
rẽ Tây Ninh 2
KamPongCham
4 150 600
32 KCN Sa Đéc - Ô Môn 2 28 56Cải tạo nâng tiết diện
33 Tân An - -
rẽ Cần Đƣớc Mỹ
Tho
4 5 20
34 Gò Công - Cần Đƣớc 2 22 44
35 Vĩnh Long 3 rẽ Trà
- Vinh -
Vĩnh Long 2
4 3 12
36 Lấp Vò Thốt Nốt
- 2 12 24
37 Châu Thành - rẽ Long Xuyên 2
- Châu Đốc
4 2 8
38 Mỹ Tú rẽ Phụng Hiệp
- - Sóc
Trăng
2 12 24
39 Giá Rai - - Cà
rẽ Bạc Liêu 2
Mau
4 2 8
40 Ngọc Hiển - Cà Mau 2 55 110
42 Gò Quao - -
rẽ Cà Mau Rạch
Giá
2 6 12
43 Vị Thanh rẽ Cà Mau Bạc
- -
Liêu 2
2 8 16
44 NĐ Kiên Lƣơng - Kiên Bình 2 2 10 20Đồng bộ NĐ Kiên
Lƣơng
45 NĐ Kiên Lƣơng Châu Đốc
- 3 99 297Đồng bộ NĐ Kiên
Lƣơng (đoạn đầu cột
4 mạch)

- 113/121 -
Phụ lục 0 : Các nguồn điện đƣa vào trong năm 2015
6
Miền STT Nhà máy điện Công suất Chủ đầu tƣ Tháng
(MW)
B 1Mông Dƣơng II #2 600BOT 6
N 2Duyen Hai I #1 600EVN 8
N 3Ô Môn I #2-FO 330EVN 9
N 4Duyen Hai I #2 600EVN 10
B 5TĐ Thanh Sơn 40IPP 4
B 6TĐ Huội Quảng #1 260EVN 12
T 7
ng 2 #1 50EVN 12
T 8TĐ Sêkaman 1 290Cty CP Việt Lào 6
T 9TĐ Sông tranh 5 #1 40IPP 6
T 10TĐ Sông tranh 5 #2 40IPP 9
T 11TĐ Đồng Nai 5 #1 75VINACOMIN/IPP 7
T 12TĐ Đồng Nai 5 #2 75VINACOMIN/IPP 8
T 13TĐ Sông Bung 4 #1 78EVN 9
T 14TĐ Sông Bung 4 #2 78EVN 10
T 15TĐ Thƣợng Kon Tum #1 110CTCP Vĩnh Sơn_ Sông Hinh 5
T 16TĐ Thƣợng Kon Tum #2 110CTCP Vĩnh Sơn_ Sông Hinh 8
N 17TĐ Phú Tân 2 60IPP 3
B 18NĐ Formosa Hà Tĩnh #1 150Formosa 10
Tổng 3586
7
(MW)
T 1 Lọc dầu Dung Quất#3 27IPP 3
B 2 Mông Dƣơng I #1 500EVN 6
B 3 Thái Bình II #1 600PVN 6
N 4 Duyên Hải III#1 600EVN 10
B 5 Mông Dƣơng I #2 500EVN 12
B 6 Thái Bình II #2 600PVN 12
B 7 TĐ Hồi Xuân #1 102IPP 6
B 8 TĐ Sông Lô 6 #1 44IPP 12
B 9 TĐ Huội Quảng #2 260EVN 6
B 11TĐ Lai Châu #1 400EVN 9
B 12TĐ Lai Châu #2 400EVN 12
B 13TĐ Trung Sơn #1 65EVN 12
T 14TĐ Đak My 2 #1 98IPP 8
T 15TĐ Đak My 3 #1 45IPP 7
T 16TĐ A Lin #1 63IPP 12
B 19TĐ Bản Mồng 60IPP 12

- 114/121 -
(Tiếp)
B 20TĐ Thành Sơn 37IPP 12
Tổng 4751
8
(MW)
B 2 Hải Dƣơng #1 600BOT 12
B 3 Thái Bình I #1 300EVN 12
B 4 TĐ Trung Sơn #2 65EVN 2
B 7 TĐ Lai Châu #3 400EVN 4
T 8 TĐ Đak My 1 54IPP
Tổng 2149
9
(MW)
B 1 Hải Dƣơng #2 600BOT 6
N 2 Long Phu I #1 600PVN 6
B 3 Thái Bình I #2 300EVN 6
N 4 Vinh Tan I #1 600BOT 8
N 5 Vinh Tan IV#1 600EVN 8
B 6 Nghi Sơn II #1 600BOT 11
N 7 Duyen Hai II #1 600BOT 12
N 8 Long Phu I #2 600PVN 12
B 9 TĐ Bảo Lâm 120Sông Đà
T 10TĐ Sê Kông (Lào) 192EVN-BOT
B 12NĐ Na Dƣơng II #1 50TKV
B 13NĐ Na Dƣơng II #2 50TKV
Tổng 5062
ồ
(MW)
N 2 TBKHH Sơn Mỹ I #1 390BOT 1
N 3 V nh Tan IV#2
ĩ 600EVN 2
B 4 Công Thanh 600IPP 3
B 5 Nghi Sơn II #2 600BOT 3
N 6 Song Hau I #1 600PVN 3

- 115/121 -
(Tiếp)
N 7 TBKHH Sơn Mỹ I #2 390BOT 3
N 8 Vinh Tan I #2 600BOT 3
N 9 Duyen Hai II #2 600BOT 6
N 10TBKHH Sơn Mỹ I #3 390BOT 6
N 11Vinh Tan III #1 660BOT 6
T 12NĐ Dung Quất #1 600BOT 9
N 13Song Hau I #2 600PVN 9
B 15Vũng Áng II #1 600BOT 9
T 16NĐ Quảng Trị #1 600BOT 12
N 18Vinh Tan III#2 660BOT 12
B 22NĐ Formosa Hà Tĩnh #9 100 9
T 25TĐ Vĩnh Sơn 2 80IPP
N 26NĐ Hiệp Phƣớc 1 ngừng -375
Tổng 10325
Phụ lục : Các nguồn điện đƣa vào trong năm 2020
11
(MW)
N 1 TBKHH Sơn Mỹ II #1 390Chƣa có 1
B 2 Vũng Áng II #2 600BOT 2
T 3 NĐ Dung Quất #2 600BOT 3
B 5 Nam Định I#1 600BOT 5
T 6 NĐ Quảng Trị #2 600BOT 6
T 7 Quảng Trạch I #1 600PVN 6
N 9 Vinh Tan III#3 660BOT 6
T 10TBKHH m.Trung 1 450Chƣa có 8
N 12Long Phu II #1 600BOT 10
B 13Nam Định I#2 600BOT 11
T 14Quảng Trạch I #2 600PVN 11
N 15TBKHH Sơn Mỹ II #5 390Chƣa có 12
T 16Van Phong #1-660MW 660BOT 12
N 17NĐ Thủ Đức ngừng chạy -272
T 18NĐ Than miền Trung #1 300
Tổng 8548

- 116/121 -
Phụ lục : Dòng điện In(3), In(1) các TBA 500kV Việt Nam giai đoạn 2015
12 -2020
2015 2016 2017 2018 2019 2020
Trạm 500kV Inm (kA) Inm (kA) Inm (kA) Inm (kA) Inm (kA) Inm (kA)
3 pha 1 pha 3 pha 1 pha 3 pha 1 pha 3 pha 1 pha 3 pha 1 pha 3 pha 1 pha
Thƣờng Tín 9.0 9.1 14.3 15.2 15.6 15.4 17.2 18.1 19.3 19.0 19.3 19.5
Quảng Ninh 11.4 9.8 15.1 14.1 17.8 16.8 18.7 19.9 19.3 18.9 20.0 21.1
Hoà Bình 8.6 9.0 14.6 13.2 15.5 14.9 15.6 16.7 17.8 18.7 19.6 19.4
Nho Quan 10.4 10.0 13.4 13.5 15.2 15.0 16.7 17.0 17.4 16.9 17.0 17.5
Sơn La 12.1 12.1 13.5 13.0 14.3 15.0 15.9 15.5 17.7 17.5 18.0 18.0
Thái Bình 6.2 6.5 6.7 7.0 7.5 7.8 8.0 8.4 8.8 7.4 8.2 7.9
Việt Trì 11.4 9.8 12.1 13.5 13.0 14.3 15.0 15.5 15.6 16.7 15.2 17.0
Bắc Giang 11.9 11.1 12.6 12.3 14.3 15.0 15.5 14.9 15.6 15.9 15.5 17.7
Hiệp Hòa 6.5 5.9 6.9 7.2 7.3 8.0 8.8 7.8 9.0 9.1 11.9 11.1
Nghi Sơn 11.2 13.2 15.5 14.9 15.6 16.7 17.8 16.4 17.3 15.3 18.5 18.2
Hà Tĩnh 10.2 10.0 11.0 11.6 11.5 13.9 13.2 14.9 14.3 15.0 15.1 15.4
Dung Quất 11.1 10.1 11.4 9.8 12.1 13.5 13.0 14.3 15.0 15.5 14.9 15.6
Vũng Áng 14.3 15.0 15.5 15.6 16.7 15.2 16.7 17.8 18.7 19.6 19.9 20.2
Thạnh Mỹ 12.1 13.5 13.0 14.3 15.6 16.7 17.8 16.4 17.3 18.7 19.6 20.3
Đà Nẵng 11.1 10.1 11.4 9.8 12.1 13.5 13.0 14.3 15.0 15.5 14.9 15.6
Dốc Sỏi 11.2 9.0 11.9 11.1 12.6 12.3 13.4 13.5 15.2 15.0 16.7 15.7
Plêiku 15.3 14.4 15.5 15.2 17.0 17.4 16.9 17.0 17.5 16.7 17.8 18.7
Ialy 14.1 13.6 14.3 15.0 15.5 14.9 15.6 15.9 15.5 17.7 17.5 18.0
Đăk Nông 11.4 10.5 12.4 11.2 13.2 15.5 14.9 15.6 16.7 17.8 18.7 19.6
Di Linh 15.2 12.4 15.6 16.7 15.2 17.0 17.4 16.9 17.0 17.5 16.7 17.9
Tân Định 16.1 14.3 16.7 17.8 18.7 19.6 20.3 21.0 20.9 22.1 23.5 26.9
Phú Lâm 19.6 19.4 20.2 19.9 20.2 20.5 22.5 23.0 24.1 23.7 22.9 24.2
Nhà Bè 20.3 21.0 23.5 26.9 27.2 27.8 28.8 27.5 29.3 28.7 29.8 28.1
Phú Mỹ 2.2 18.9 20.2 20.9 22.1 23.5 26.9 27.2 26.8 27.8 28.8 29.0 29.6
Phú Mỹ 3 18.7 19.9 20.3 21.0 20.9 22.1 24.1 23.7 26.9 27.2 28.3 26.2
Phú Mỹ 4 18.9 20.2 20.9 22.1 24.1 23.7 22.9 24.2 23.5 26.9 27.2 26.8
Phú Mỹ 19.1 20.5 24.1 23.7 26.9 27.2 27.8 28.8 27.5 29.3 28.7 29.8
Mỹ Tho 4.3 4.1 4.7 5.0 6.9 7.2 8.0 6.3 8.7 9.1 12.5 14.3
Cầu Bông 5.3 6.9 6.0 5.8 7.5 8.3 11.8 13.3 14.0 13.3 15.0 14.5
Mỹ Phƣớc 8.0 8.8 7.8 9.0 9.1 11.9 12.6 12.3 13.4 13.5 15.2 15.0
Tây Ninh 11.9 11.1 12.6 12.3 13.4 13.5 15.2 15.0 16.7 15.7 16.8 17.8
Ô Môn 7.0 6.0 6.9 7.2 7.3 8.0 8.8 7.8 10.7 10.6 11.1 12.6

- 117/121 -
Phụ lục : Dòng điện In(3), In(1) các TBA 220kV Miền Bắc giai đoạn 2015
13 -2020
2015 2016 2017 2018 2019 2020
Chèm 22.3 14.8 24.4 16.6 27.2 18.6 27.8 18.9 26.8 18.1 28.2 18.8
Mai Động 20.6 14.5 21.8 15.5 23.7 16.5 24 16.7 20.1 16.1 24.5 19.6
Sóc Sơn 31.2 23.1 34.8 26.4 37 27.6 39.7 29.3 30 24.5 32.5 25.3
Thành Công 20.9 14.3 22 15.36 24 16.3 24.2 16.5 22.6 16.5 27.5 18.7
Vân Trì 23.7 15.8 25.6 17.4 27.2 18.3 28.2 18.8 29.7 20.5 30.4 22.4
An Dƣơng 19.4 12.7 20.9 13.9 22.5 14.9 23 15.2 23.7 16.5 24.7 15.9
Đông Anh 2 26.8 18.7 28.6 19.6 30.1 20.4 32.4 22.5 31.5 23.1
Long Biên 17.1 11.9 27.5 17.5 26.8 18.1 28.2 18.8 30.5 19.4 33.7 24.5
Quốc Oai 22.5 14.8 27.5 19.2 36.1 28.2 36.4 28.4 37.9 26.1 39.1 26.8
Hà Đông 30.7 21.8 32.7 23.8 37.3 26.7 37.8 26.9 37.9 29.1 38.6 29.5
Xuân Mai 14.5 9.1 14.8 9.3 15.6 9.7 15.6 9.4 15.4 11.2 16.1 11.5
Sơn Tây 7.7 5.2 7.8 5.3 11 7.2 11.8 7.7 12.2 7.4 12.4 7.5
Thƣờng Tín 32.8 25.4 35.7 28.3 41.6 32.6 42.8 33.5 41.7 33.8 43 34.4
Đồng Hòa 23.3 18.2 28.2 21.8 29.7 22.6 30.4 22.9 32.8 22.1 33.4 22.6
Vật Cách 24.4 20.2 30 24.5 32.5 25.3 32.3 25.6 32.2 23.9 33.1 24.8
Đình Vũ 20.1 16.1 24.5 19.6 25.4 20.1 25.9 20.3 25.9 22.7 24 18.6
NĐ Hải Phòng 22.2 21 28.8 29.3 29.9 30.1 30.4 30.6 31.2 30.4 29.8 31.2
Phả Lại T1 26.9 24.2 28.8 27.4 31.2 28.4 34.4 31 29.1 34.2 29.7 32.1
Hải Dƣơng 1 14.5 9.7 17.4 11.6 17.8 11.8 18.2 12 19.5 13.5 20.5 14.5
Hải Dƣơng 2 25.9 22.3 32.6 24.5 34.3 25.3 38.3 28.9 38.1 27.3 40.9 29.2
Phả Lại T2 26.2 23.6 29.8 27.4 30.8 28 33.8 30.5 34.8 31.2 39 32.7
Phố Nối 17 11.5 24.7 17 26.1 17.8 27.7 18.7 30.7 21.8 32.7 23.8
Kim Động 16.8 10.8 18.2 11.7 25.4 16.2 25.8 16.4 25.6 17.4 27.2 18.3
Phủ Lý 12.3 7.7 12.9 8 13.1 8.3 13.2 8.4 13.5 8 20 13.5
Thanh Nghị 17 11.9 17.4 12.1 18.4 13.1 20.1 15.2
Nam Định 10.9 6.6 13.8 9.4 16.1 10.5 16.2 10.5 16.8 11.2 16.5 10.7
Trực Ninh 10.6 6.3 16.9 12.2 20.2 13.8 20.5 13.96 21.8 13.4 25.6 16.7
Thái Bình 14.1 8.6 22.6 16.5 31 22.7 31.4 22.9 32.8 22.1 33.4 22.6
Ninh bình 20.1 14.6 11.4 16.8 23.7 17.3 24.7 17.9 25.4 19 26.5 19.5
Ninh Bình 2 10.5 6.5 28.5 7.2 11.9 7.4 12.1 7.5 12.8 8.1 13.2 9.5
Nho Quan 26.5 21.9 24.7 23.5 29.7 24.6 30.7 25.1 31.1 25.9 32.4 26.1
Hà Giang 5.1 5.1 3.9 4.7 4.9 4.9 5.3 5.4 5.6 5.4 6.1 5.6
Thuận Hòa 4.4 4.3 5.1 3.6 4.1 4 4.5 4.5 4.2 4.6 5.1 4.2
Cao Bằng 5.7 4.3 4.8 4.1 5 4 5.4 4.2 5.2 4.4 4.9 4.3
Lào Cai 4 1 3 8 4 7 4 6 4 4 4 4 8 6 6 8 8 9 7 9 2 7 6
Bảo Thắng 4.1 4 4.7 4.7 4.2 4.3 10.7 9 12.1 10.7 13.1 11.1
Than Uyên 8.7 6.9 9.4 7.7 9.1 7 9.8 7.4 10.5 7.9
Lạng sơn 5.2 3.8 5.3 3.5 5.8 3.7 6.2 4.1
Tuyên Quang 7.8 5.3 6.9 4.7 6.9 4.7 12.1 8.2 13.1 9.1 13.8 9.4
TĐ Tuyên Quang 8.4 9.1 6 5.6 6 5.6 7.1 6.4 7.4 6.8 7.9 6.5
Yên bái t2 3.5 3.1 4.2 3.5 3.7 3.2 12.9 9.3 13.4 10.1 15.2 11.2
Yên Bái T1 6.9 3.9 5.1 3.4 5.2 3.4 12.9 9.3 13.4 9.3 12.3 8.6
Thái Nguyên M1 3.1 2.5 3.1 2.5 3.1 2.5 3.2 2.5 3.5 2.4 3.9 2.2

- 118/121 -
(Tiếp)
Lƣu xá 12.5 8.8 15.5 13 17.2 14.4 18.5 14.7
Thái Nguyên M2 11.7 8.6 11.7 8.8 10.4 7.9 12.4 9.4 13.9 11.2 15.4 12.1
Việt Trì M1 2.96 2.7 2.9 2 2.6 1.9 13.4 8 15.7 12.1 17.8 15.4
Phú Thọ 3.4 2.5 3.1 2.4 11.5 7 14.3 9.5 16.7 12.3
Việt Trì M2 2.9 2.4 2.9 2 9.4 5.4 13.4 8 13.4 9.3 12.3 8.6
Vĩnh Yên 10.3 6 10.8 6.4 12.6 7.5 14 8.4 15.6 9.7 15.6 9.4
Vĩnh Tƣờng 9.2 5.6 11.2 6.9 12.3 7.7 12.9 8
Bắc Giang M1 9.8 6.3 10.2 6.6 11.1 7.4 11.4 7.3 11.9 7.7 12.1 7.4
Bắc Giang M2 2 1.3 1.9 1.3 1.9 1.3 2 1.3 2.1 1.1 2.4 1.5
Hiệp Hòa 37.7 30.3 40.1 31.7 43.1 33.8 44.8 33.3 47.5 35.8
Bắc Ninh 16.1 10.9 17.1 11.5 17.4 11.7 17.9 11.9 18.1 15.4 18.8 15.7
Yên Phong 24.3 16.4 25.7 17 26.8 17.5 27.8 19.5 28.9 20.2
Tiên sơn 14.4 9.8 26.1 18.1 27.9 19 29.7 20 30.3 20 34.2 21.6
Tràng Bạch 34.3 30.2 38.4 33 41.6 35 43 35.7 43.4 36.1 44.6 37.2
Hoành Bồ 25.5 20.2 25.7 20.4 26.3 20.8 27.3 21.2 28.4 22.5 30.1 24.3
Uông Bí 23 20.1 24.5 21.1 27.6 25.7 28.1 26 29.8 25.4 30.1 27.5
Cẩm Phả 20.1 19.8 17 16 17.9 16.2 20.6 20.2 21.2 20.4 21.9 20.7
Quảng Ninh 30.6 31.5 29.7 30.8 30.5 31.5 32.5 33.1 33.1 32.4 33.8 33.2
Lai Châu 7.6 7.7 7.7 7.8 7.4 7.6 7.8 7.5 7.6 7
TX Sơn La 11.9 9.2 11.7 9.1 11.7 9.1 11.8 8.8 12.1 8.9 12.6 9.2
Hòa Bình 33.4 34.9 34.7 34.7 40.1 40.5 38.7 37.8 42.5 43.1 43.6 44.7
Thanh Hóa 11.2 7.9 11 8.3 11 7.6 14 9.3 14.2 10.1 15.4 11
Nghi Sơn 11.8 10.3 14.4 13.3 11.8 10.3 22 20.8 24.1 21.3 25.2 22.1
Bỉm Sơn 9.9 6.7 10.1 6.8 10.2 6.8 11.3 7.7 11.8 8.1 12.2 8.5
Vinh 12.4 8.7 13.4 9.3 12.3 8.6 14.3 9.7 15.4 10.2 16.5 10.9
Đô Lƣơng 8.9 6.2 9.4 6.4 8.6 6 9.4 6.5 10.2 7 11.3 7.9
Hà Tĩnh 21.2 18 23.1 19.4 22.9 19.2 22.7 19.3 23.4 19.2 23.8 18.9

- 119/121 -
Phụ lục : Dòng điện In(3), In(1) TBA 220kV Miền Nam giai đoạn 2015
14 - 2020
2015 2016 2017 2018 2019 2020
Bảo Lộc 12.2 9.2 12.5 9.4 11.8 8.8 12.0 8.9 12.1 9.0 12.7 9.4
Đa Nhim 9.1 7.3 9.9 8.8 9.1 7.2 9.2 7.3 9.3 7.4 9.8 7.7
Tháp Chàm 14.5 10.5 15.1 11.0 15.0 10.7 15.3 10.9 15.5 11.0 16.2 11.6
Hàm Thuận 13.4 11.7 14.1 12.5 13.9 12.0 14.0 12.1 14.1 12.2 14.8 12.8
Phan Thiết 12.2 8.1 12.7 8.4 16.5 1.7 16.7 10.8 16.9 10.9 17.7 11.5
Đại Ninh 7.8 8.4 7.8 8.4 6.5 6.0 6.2 6.0 6.3 6.1 6.6 6.4
Hàm Tân 7.2 4.3 14.6 8.8 14.6 8.8 14.7 8.9 15.5 9.3
Phú Lâm T1&2 35.7 28.6 36.8 29.6 37.9 30.6 38.8 31.1 39.2 31.4 41.1 33.0
Phú Lâm T3 37.0 29.4 38.3 30.5 35.4 28.7 36.2 29.3 36.6 29.6 38.4 31.1
Hóc Môn T3 36.6 26.4 38.1 27.3 40.9 29.2 42.2 29.9 42.6 30.2 44.8 31.7
Hóc Môn T2&1 32.6 23.1 33.5 23.6 34.0 23.9 34.9 24.4 35.2 24.7 37.0 25.9
Thủ Đức 47.1 34.7 48.7 35.7 50.1 36.7 51.6 37.5 52.1 37.9 54.7 39.8
Nhà Bè T1 43.1 35.9 44.2 37.0 45.7 38.3 46.7 38.9 47.2 39.3 49.5 41.3
Nhà Bè T2 43.4 36.1 44.6 37.2 43.7 37.3 44.5 37.8 44.9 38.2 47.2 40.1
Cát Lái 44.8 33.3 47.5 35.8 49.0 36.7 50.2 37.3 50.7 37.7 53.2 39.6
Tao Đàn 32.2 23.9 33.1 24.8 33.7 25.6 34.2 25.8 34.5 26.1 36.3 27.4
Vĩnh Lộc 27.8 19.0 28.5 19.5 28.9 19.7 29.5 20.0 29.8 20.2 31.3 21.2
Bình Chánh T1 36.4 27.6 37.4 28.5 33.2 26.1 33.6 26.3 33.9 26.6 35.6 27.9
Bình Chánh T2 35.8 27.3 36.7 28.1 37.9 29.1 38.6 29.5 39.0 29.8 40.9 31.3
Hiệp Bình Phƣớc 32.8 22.1 33.4 22.6 34.1 22.8 34.9 23.2 35.2 23.5 37.0 24.6
Bình Tân 33.7 25.0 34.9 25.9 33.6 25.3 34.3 25.7 34.6 26.0 36.4 27.3
Củ Chi 30.3 20.0 35.8 24.6 37.9 26.1 39.1 26.8 39.5 27.1 41.5 28.4
Cầu Bông 42.7 36.0 44.4 37.0 47.0 39.2 49.3 41.0 49.8 41.5 52.3 43.5
Quận 8 27.7 21.3 28.0 21.5 29.4 22.6
Taân Cảng 37.8 27.3 38.7 27.9 39.1 28.2 41.0 29.6
Bình Long 9.8 7.2 9.8 7.0 10.5 7.6 16.0 10.2 16.2 10.3 17.0 10.8
Tràng Bảng 18.1 11.1 18.4 11.1 20.4 12.5 22.9 14.1 23.1 14.3 24.3 15.0
Tây Ninh 9.0 5.3 9.9 5.7 14.5 8.6 14.6 8.7 15.4 9.1
Bình Hòa 39 0 28 7 40 1 29 2 41 8 30 2 45 6 32 9 46 1 33 3 48 4 34 9
Tân Định 41.7 33.8 43.0 34.4 45.3 36.0 47.3 37.2 47.8 37.6 50.2 39.5
Mỹ Phƣớc 21.9 14.4 21.9 14.2 22.8 14.7 23.8 14.9 24.0 15.1 25.2 15.8
Thuận An 29.3 19.9 30.0 20.0 31.1 20.6 44.4 31.0 44.8 31.3 47.1 32.9
Uyên Hƣng 32.7 23.2 34.0 23.9 35.2 24.5 35.6 24.6 36.0 24.9 37.8 26.1
Tân Uyên 49.1 38.2 49.6 38.6 52.1 40.6
Long Bình 39.8 28.9 41.2 29.5 42.2 30.0 42.3 29.9 42.7 30.2 44.9 31.7
Long Thành 35.5 29.4 37.8 32.5 38.4 32.8 38.9 33.0 39.3 33.4 41.3 35.0

- 120/121 -
(Tiếp)
Trị An 25.3 22.5 25.4 22.4 25.9 22.7 24.0 18.6 24.2 18.8 25.5 19.7
Sông Mây 41.3 34.8 42.5 35.7 43.9 36.4 42.8 35.3 43.2 35.7 45.4 37.5
Xuân Lộc 7.7 4.7 8.0 4.8 8.3 4.9 8.2 4.8 8.3 4.9 8.7 5.1
Nhơn Trạch 24.7 17.8 25.6 18.1 25.9 18.2 26.2 18.4 26.5 18.6 27.8 19.5
Bà Rịa 18.1 15.4 18.8 15.7 18.9 15.8 19.6 16.1 19.8 16.3 20.8 17.1
Phú Mỹ 1 T1 53.4 54.1 53.9 54.4 54.7 54.9 57.1 56.7 57.7 57.3 60.6 60.2
Phú Mỹ 1 T2 52.5 52.5 52.9 52.7 53.6 53.2 55.9 54.9 56.5 55.5 59.3 58.3
Vũng Tàu 15.4 11.2 16.1 11.5 16.2 11.6 16.6 11.7 16.8 11.8 17.6 12.4
KCN Phú Mỹ 2 33.5 26.9 34.7 27.9 35.0 28.0 37.4 30.2 37.8 30.5 39.7 32.1
Mỹ Xuân 51.4 44.9 52.6 45.6 53.4 46.2 55.8 47.5 56.4 48.0 59.2 50.4
Long An 21.8 13.4 25.6 16.7 26.7 18.5 27.4 18.0 27.7 18.2 29.1 19.1
Đức Hòa 20.1 12.4 27.8 19.5 28.9 20.2 29.2 20.4 30.6 21.4
Cần Đƣớc 12.2 7.4 12.4 7.5 12.6 7.5 12.7 7.6 13.4 8.0
Cao Lãnh 9.1 5.2 9.4 5.4 9.9 5.7 10.4 6.1 10.5 6.2 11.0 6.5
KCN Sa Đéc 20.1 13.2 22.7 15.4 22.9 15.6 24.1 16.3
Châu Đốc 6.7 3.7 6.7 3.6 6.9 3.8 7.2 4.0 7.3 4.0 7.6 4.2
Long Xuyên 2 10.3 6.0 10.4 6.1 10.9 6.4
Mỹ Tho 13.5 8.0 20.0 13.5 21.8 14.6 22.5 15.0 22.7 15.2 23.9 15.9
Cai Lậy 19.3 11.3 25.2 17.5 27.5 19.7 29.2 21.1 29.5 21.3 31.0 22.4
Vĩnh Long 2 15.6 9.2 19.3 12.6 21.3 13.8 23.2 15.2 23.4 15.4 24.6 16.1
Cà Mau 18.4 17.7 15.5 14.9 15.7 15.0 20.4 19.0 20.6 19.2 21.6 20.2

- 121/121 -
Phụ lục : Dòng điện In(3), In(1) các TBA 220kV MiềnTrung giai đoạn 2015
15 -
2020
2015 2016 2017 2018 2019 2020
3 pha 1 pha 3 pha 1
pha
Đồng Hới 1.7 0.9 9.3 5.9 9.3 5.9 9.4 5.9 9.8 6.1 10.4 6.5
Ba Đồn 10.0 6.5 10.0 6.5 10.0 6.5 10.4 6.8 11.0 7.2
Đông Hà 2.6 1.8 5.0 3.4 5.0 3.4 5.3 3.6 5.5 3.7 5.8 4.0
Huế 6.9 5.1 7.9 5.6 7.8 5.6 8.2 5.8 8.5 6.0 9.0 6.4
Phong Điền 4.9 3.5 5.2 3.7 5.4 3.8 5.7 4.1
Hòa Khánh 16.7 13.2 17.5 13.6 17.4 13.5 17.9 13.8 18.6 14.4 19.7 15.2
Đà Nẵng 18.9 16.8 19.6 17.4 19.5 17.2 20.1 17.7 20.9 18.4 22.2 19.5
Quận 3 12.6 9.3 13.0 9.6 12.9 9.4 13.1 9.5 13.6 9.9 14.4 10.5
Thạnh Mỹ 17.5 15.6 17.7 15.8 17.8 15.8 18.5 16.3 19.2 17.0 20.4 18.0
Tam Kỳ 11.7 9.2 12.3 9.6 12.1 9.4 12.1 9.3 12.6 9.7 13.3 10.3
Sông Tranh 2 7.3 6.4 7.4 6.5 7.1 6.0 7.1 6.0 7.4 6.2 7.8 6.6
Dốc Sỏi 12.3 11.0 13.4 12.5 13.8 12.5 13.8 12.2 14.4 12.7 15.2 13.4
Dung Quất 10.3 8.4 11.1 9.3 11.4 9.3 11.3 9.1 11.8 9.5 12.5 10.0
Quảng Ngãi 5.2 4.1 5.3 4.2 7.6 5.7 7.7 5.8 8.0 6.0 8.5 6.4
Sơn Hà 7.9 6.7 7.6 6.0 7.7 6.1 8.0 6.3 8.5 6.7
Quy Nhơn 4.9 3.7 5.1 3.8 7.4 5.2 7.7 5.5 8.0 5.7 8.5 6.1
Tuy Hòa 4.7 4.0 5.4 4.5 5.9 4.8 5.9 4.8 6.1 5.0 6.5 5.3
Nha Trang 5.9 3.7 6.4 4.1 6.7 4.3 6.6 4.2 6.9 4.4 7.3 4.6
Kon Tum 9.1 6.3 9.1 6.3 9.1 6.3 9.4 6.4 9.8 6.7 10.4 7.1
Pleiku 25.4 25.0 25.6 25.1 26.1 25.5 28.2 27.4 29.3 28.5 31.1 30.2
KrongBuk 11.7 8.0 11.8 8.1 12.1 8.2 12.1 8.2 12.6 8.5 13.3 9.0
Buôn Kuốp 11.1 10.2 11.2 10.2 11.9 10.7 11.9 10.6 12.4 11.0 13.1 11.7

Nghiên cứu giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch và áp dụng cho lưới điện truyền tải Việt Nam giai đoạn 2015 – 2020.pdf

More Related Content

What's hot (20)

Similar to Nghiên cứu giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch và áp dụng cho lưới điện truyền tải Việt Nam giai đoạn 2015 – 2020.pdf (20)

More from Man_Ebook (20)

Recently uploaded (20)

Nghiên cứu giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch và áp dụng cho lưới điện truyền tải Việt Nam giai đoạn 2015 – 2020.pdf