Tài liệu TĂNG CƯỜNG ĐỘ ỔN ĐỊNH, TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN 500 kV SAU CÁC SỰ CỐ MẤT ĐIỆN DIỆN RỘNG VÀ SỰ CẦN THIẾT PHẢI TRANG BỊ HỆ THỐNG BẢO VỆ CHỐNG MẤT ĐIỆN DIỆN RỘNG

A. Các báo cáo chung TĂNG CƯỜNG ĐỘ ỔN ĐỊNH, TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN 500 kV SAU CÁC SỰ CỐ MẤT ĐIỆN DIỆN RỘNG VÀ SỰ CẦN THIẾT PHẢI TRANG BỊ HỆ THỐNG BẢO VỆ CHỐNG MẤT ĐIỆN DIỆN RỘNG Nguyễn Đức Ninh Trung tâm Điều độ hệ thống điện Việt Nam Tóm tắt: Cùng với sự phát triển của nguồn điện nhằm đáp ứng tốc độ tăng trưởng phụ tải cao, hệ thống điện truyền tải xương sống 500 kV liên kết các miền đóng vai trò rất quan trọng trong việc cung cấp, trao đổi điện năng an toàn và kinh tế. Với xu hướng truyền tải ngày càng lớn cả về công suất lẫn sản lượng, việc vận hành hệ thống điện 500 kV trở nên rất phức tạp. Trong bối cảnh nhu cầu truyền tải trên hệ thống điện 500kV có xu hướng ngày càng tăng, báo cáo trình bày những khó khăn, nguy cơ mất ổn định trong quá trình vận hành và tổng kết một số sự cố nghiêm trọng điển hình trên HTĐ 500kV trong những năm gần đây. Xuất phát từ nhu cầu thực tế, báo cáo cũng nêu rõ sự cần thiết phải trang bị hệ thống bảo vệ chống sự cố diện rộng và nêu những đặc điểm cơ bản của hệ thống này. 1. QUÁ TRÌNH PHÁT TRIỂN CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 500 kV BẮC - NAM 1.1. Hệ thống điện Việt Nam trước năm 1994 Công nghệ phát điện xuất hiện tại Việt Nam vào cuối thế kỷ XIX dưới hình thức một số nhà máy phát điện độc lập cung cấp trực tiếp cho lưới điện khu vực. Khi miền Bắc Việt Nam được giải phóng năm 1954, tổng công suất điện quốc gia chỉ đạt 100 MW với lưới điện thưa thớt và cấp điện áp cao nhất ở 30.5 kV. Hệ thống điện phát triển tốt trong giai đoạn 1975-1994 với sự tham gia của một số công nghệ tiên tiến, các nhà máy điện lớn như nhà máy nhiệt điện Phả Lại (4x110 MW), Nhà máy thủy điện Trị An (4x100 MW) và đặc biệt là Nhà máy thủy điện Hòa Bình (8x240 MW) lần lượt được đưa vào vận hành. Trong giai đoạn này, lưới điện truyền tải đã phát triển trên toàn quốc với cấp điện áp cao nhất là 220 kV nhưng vẫn chưa liên kết hệ thống điện ba miền thành một hệ thống hoàn chỉnh. Hệ thống điện tại ba miền được điều hành độc lập bởi các trung tâm điều độ của các công ty điện lực miền Bắc, miền Trung, miền Nam. Do chưa có liên kết giữa các miền nên ở các thời điểm khác nhau một số khu vực dư thừa điện năng trong khi những khu vực khác bị thiếu hụt, các vấn đề về ổn định của các hệ thống và chất lượng điện năng cũng thường xuyên gặp phải. 1 HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2014 1.2. Vận hành đường dây 500 kV Bắc - Nam mạch 1 Từ năm 1994, đường đây siêu cao áp 500 kV mạch 1 được đưa vào vận hành kết nối hệ thống điện miền Bắc, Trung, Nam thành một hệ thống duy nhất. Đường dây 500 kV với chiều dài 1488 km liên kết hệ thống điện 3 miền qua 5 trạm biến áp 500 kV (Hòa Bình, Hà Tĩnh, Đà Nẵng, Pleiku, và Phú Lâm) đã đóng vai trò quan trọng tạo nên sự cân bằng năng lượng tối ưu giữa ba miền. Trong những năm đầu, điện năng dư thừa của thủy điện Hòa Bình và các nhà máy điện miền Bắc được truyền tải để đáp ứng nhu cầu cấp điện cho miền Trung và Nam. Trong các năm từ 1994 đến 2000, tổng điện năng trao đổi giữa các miền đạt 40 tỷ kWh, đạt 13.8% tổng sản lượng điện quốc gia. 1.3. Vận hành đường dây 500 kV Bắc - Nam mạch 2 Cùng với sự phát triển của nền kinh tế, hệ thống điện 500 kV đang ngày một mở rộng với nhiều đường dây liên kết giữa các vùng miền. Từ năm 2004, các dự án liên quan đến đường dây 500 kV Bắc - Nam mạch 2 đã bắt đầu được thực hiện. Đường dây 500 kV mạch 2 có tác dụng nâng cao khả năng truyền tải giữa các miền và nâng cao khả năng hoạt động an toàn của hệ thống trong các chế độ sự cố N-1. Bên cạnh đó, các đường dây quan trọng khác cũng được đưa vào vận hành: đường dây Phú Lâm - Nhà Bè - Phú Mỹ giải tỏa công suất trung tâm nhiệt điện Phú Mỹ với công suất lắp đặt 4000 MW (2004 - 2005); các đường dây truyền tải và tăng cường liên kết với khu vực Đông Bắc miền Bắc; các đường dây liên kết với các nguồn thủy điện khu vực Sơn La - Lai Châu; đường dây 500kV mạch 3 Pleiku - Mỹ Phước – Cầu Bông (2014)… Ngoài ra, các dự án thay thế thiết bị để tăng cường khả năng truyền tải trên lưới 500 kV/220 kV đã và đang từng bước được thực hiện để đáp ứng nhu cầu cung ứng điện. Như vậy, trong bối cảnh nhu cầu trao đổi điện năng giữa các vùng/miền ngày càng tăng, hệ thống 500 kV đã phát triển để trở thành xương sống của toàn bộ hệ thống điện quốc gia, đóng vai trò quan trọng trong việc kết nối các khu vực phụ tải/nguồn điện trên toàn quốc góp phần đảm bảo vận hành hệ thống điện an toàn, kinh tế. Đến cuối năm 2013, hệ thống 500 kV có tổng chiều dài 4887 km và 20 trạm biến áp (tổng công suất 19350 MVA). Phụ tải lớn nhất được ghi nhận trong năm 2013 là: quốc gia - 20010 MW; miền Bắc - 9081 MW; miền Trung - 2383 MW; miền Nam - 9687 MW. Sản lượng tương ứng là: Quốc gia - 129655 tỷ kWh; miền Bắc - 51539 tỷ kWh; miền Trung - 12801 tỷ kWh; miền Nam - 64207 tỷ kWh [1]. 2. MỘT SỐ VẤN ĐỀ VỀ TRUYỀN TẢI ĐIỆN VÀ VẬN HÀNH HỆ THỐNG ĐIỆN 500 kV ỔN ĐỊNH Đặc điểm địa lý của đất nước dài và hẹp, đã ảnh hưởng đến việc phân phối các nguồn phát tại Việt Nam. Các dạng nguồn điện chính bao gồm thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện turbin khí (chu trình đơn và chu trình hỗn hợp). Các nhà máy thủy điện tập trung ở các khu vực Tây Bắc miền Bắc, khu vực miền Trung và khu vực Cao Nguyên miền Nam. Các nhà máy nhiệt điện than được xây dựng gần nguồn năng lượng sơ cấp trong khu vực Đông Bắc miền Bắc, khu vực Bắc Trung Bộ. Các nhà máy điện turbin khí nằm ở hai khu vực Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ. 2 A. Các báo cáo chung Bên cạnh đó, phụ tải hệ thống điện quốc gia tập trung chủ yếu ở miền Bắc và miền Nam đặc biệt là khu vực thủ đô Hà Nội và thành phố Hồ Chí Minh. Do đặc điểm phân bố không đồng đều cũng như chế độ hoạt động khác nhau của các dạng nguồn điện, lưới điện 500 kV thường xuyên phải truyền tải một lượng công suất rất lớn, đặc biệt là các đường dây Nho Quan – Hà Tĩnh – Đà Nẵng trên giao diện Bắc – Trung, các cung đoạn đường dây từ Pleiku đến Phú Lâm trên giao diện Trung – Nam. Xu hướng trao đổi điện năng giữa hệ thống điện các miền ngày càng tăng thể hiện trong bảng 1 [1],[2]. Bảng 1. Điện năng truyền tải giữa các miền năm 2013 và ước tính các năm 2014 - 2020 Sản lượng truyền tải năm (GWh) 3683 9535 12009 17460 18921 18513 17888 14967 -> 5379 9678 12009 17460 8921 18513 17932 15091 <- -1696 -142 0 0 0 0 -44.3 -124 Trung - Nam 12260 15426 17493 22419 22523 20423 18231 21769 -> 12471 15456 17493 22419 22523 20423 18231 21769 <- -211 -30 0 0 0 0 0 0 NQ-HT HT-ĐN ĐN-PK -400 -600 -800 -1,000 -1,200 -1,400 -1,600 -1,800 Số giờ (h) ĐN-DS -200 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 1,800 Bắc - Trung 1,600 2020 1,400 2019 1,200 2018 1,000 2017 800 2016 600 2015 400 2014 200 2013 0 Giao diện truyền tải Mức công suất (MW) Hình 1. Tần suất truyền tải trên các đường dây 500 kV Bắc - Nam Theo thực tế vận hành, khả năng truyền tải trên lưới điện 500 kV cần được tính toán xem xét đảm bảo các yếu tố: (1) ổn định điện áp, (2) ổn định động. 3 HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2014 Hiện tượng sụp đổ điện áp gây sụt giảm điện áp tại đầu nhận công suất thường xuất hiện khi truyền tải 500 kV cao. Sụp đổ điện áp cũng có thể xuất hiện ở đầu nhận công suất do hậu quả của sự cố các đường dây 500kV quan trọng hoặc sự cố gây mất một lượng nguồn lớn ở đầu nhận công suất (sự cố tổ máy, sự cố giảm/cắt khí…) gây ra hiện tượng tăng công suất truyền tải trên các đường dây liên kết. Theo kết quả tính toán hiện tượng với cấu hình hệ thống điện năm 2014, hiện tượng sụp đổ điện áp có thể xuất hiện trong chế độ cao điểm trên đường dây Hà Tĩnh - Đà Nẵng khi truyền tải trên 2400/1980 MW ứng với chế độ vận hành 2 mạch/1 mạch, trên các đường dây từ Pleiku đến Phú Lâm là 3600/2600 ứng với chế độ vận hành 3 mạch/2 mạch đường dây [3]. Hiện tượng mất ổn định động trên hệ thống điện có thể xuất hiện khi có sự cố lớn trên hệ thống điện. Tổng kết các sự cố lớn cho thấy mất ổn định động thường do sự cố các đường dây 500 kV khi đang truyền tải cao, điển hình là các đường dây Nho Quan - Hà Tĩnh - Đà Nẵng, các đường dây từ Pleiku - Phú Lâm. Theo tiêu chí sự cố N-1 các đường dây 500 kV, giới hạn truyền tải trên các giao diện Bắc - Trung, Trung - Nam năm 2014 đã được tính toán đạt xấp xỉ 1600 MW và 2300 MW (ứng với cấu hình đủ 3 mạch đường dây 500 kV) [3]. Trong các sự cố trên, việc các mạch sa thải đặc biệt, mạch sa thải phụ tải theo tần số, mạch sa thải phụ tải theo điện áp tác động đóng vai trò hết sức quan trọng trong việc làm giảm nguy cơ sự cố lan rộng. Nhờ đó, có thể xem xét cho phép truyền tải công suất trên các giao diện ở mức cao hơn giới hạn truyền tải tính toán trong một số trường hợp cần thiết. Một số hiện tượng, sự cố điển hình trên hệ thống điện trong một vài năm trở lại đây: (1) Sự cố ngày 27/12/2006 lúc 14h43 tại trạm biến áp 500 kV Pleiku. Một máy cắt 500 kV không thực hiện cắt được khi có lệnh cắt do lỗi hệ thống nguồn nuôi DC. Chức năng chống hư hỏng máy cắt (50BF) tác động thực hiện cắt thanh cái tại trạm Pleiku. Trong thời điểm trước sự cố, một máy cắt kết nối với thanh cái khác của trạm Pleiku đã được tách ra khỏi vận hành, gây ra hiện tượng trào lưu công suất chạy vòng từ Ialy tới Phú Lâm, trở lại thanh cái Pleiku và tới Đà Nẵng. Hiện tượng dao động điện xảy ra do liên kết 500 kV quá yếu; (2) Dao động điện trên đường dây 500 kV Pleiku - Đà Nẵng lúc 11h30 ngày 24/4/2008. Bảo vệ khoảng cách (F21) tại trạm Đà Nẵng đã nhận biết được dao động công công suất trên đường dây. Tại thời điểm này, đường dây 500 kV Đà Nẵng - Hà Tĩnh đang vận hành một mạch duy nhất. Công suất truyền tải trên các đường dây Pleiku - Đà Nẵng, Đà Nẵng - Hà Tĩnh lần lượt là 1040 MW và 690 MW; Hiện tượng dao động gây cắt các đường dây 500 kV Đà Nẵng - Hà Tĩnh, Đà Nẵng - Pleiku, hệ thống điện bị tách đôi tại Hà Tĩnh, Đà Nẵng. Tiếp theo bảo vệ quá áp tiếp tục cắt đường dây 500 kV Hà Tĩnh - Nho Quan; (3) Sự cố ngày 04/10/2012: sự cố gây nhảy đường dây Di Linh – Tân Định khi đang truyền tải cao công suất vào miền Nam, dẫn đến dao động và gây nhảy cả đường dây ĐắkNông – Phú Lâm làm tách mảng hệ thống điện miền Nam khỏi hệ thống điện Quốc gia. Hệ thống sa thải phụ tải theo tần số thấp tác động cắt 2147 MW; 4 A. Các báo cáo chung (4) Ngày 02/4/2013, NMĐ Cà Mau 2 (620MW), Phú Mỹ 1 GT3 (174 MW) lần lượt ngừng do sự cố. Trong ngày có thời điểm điện áp tại các thanh cái 500 kV Phú Lâm, Tân Định xuống tới  417 ÷ 427 kV, kỹ sư vận hành ra lệnh sa thải 300 MW đầu nguồn 110 kV để đảm bảo chế độ điện áp miền Nam; (5) Sự cố ngày 26/4/2013: Do điều kiện vận hành phải bypass 2 tụ bù dọc tại Nho Quan trên đường dây Nho Quan - Hà Tĩnh và 4 tụ bù dọc tại Hà Tĩnh trên đường dây Hà Tĩnh - Nho Quan và Hà Tĩnh - Đà Nẵng dẫn đến hiện tượng dao động công suất và gây nhảy 2 mạch đường dây Hà Tĩnh - Đà Nẵng làm tách mảng hệ thống điện miền Bắc với hệ thống điện miền Trung và miền Nam; (6) Sự cố ngày 22/05/2013: sự cố gây nhảy đường dây Di Linh - Tân Định khi đang truyền tải cao công suất vào miền Nam, dẫn đến dao động và gây nhảy một số tổ máy khu vực miền Nam và đường dây ĐắkNông - Phú Lâm làm tách mảng và gây mất điện toàn bộ hệ thống điện miền Nam. 3. CÁC PHƯƠNG PHÁP HIỆN HỮU PHÒNG CHỐNG MẤT ĐIỆN DIỆN RỘNG Với mục tiêu đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định, tin cậy và đảm bảo chất lượng điện năng, Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia (A0) đã nghiên cứu và phối hợp với các đơn vị liên quan trong việc đề ra các giải pháp để phòng tránh mất điện diện rộng. Các giải pháp này được thiết kế dựa trên các nhóm nguyên nhân sau:  Mất ổn định tần số do sự cố mất một/ một nhóm các tổ máy hoặc do sự cố gây mất liên kết hệ thống điện;  Sự cố đường dây, máy biến áp 500, 220 kV quan trọng;  Phòng chống điện áp thấp và sụp đổ điện áp. Trên có sở đó các hệ thống bảo vệ, mạch liên động đã được sử dụng: (1) Hệ thống sa thải theo tần số thấp (F81); (2) Hệ thống sa thải phụ tải đặc biệt bổ sung; (3) Các mạch sa thải nguồn; hiệu chỉnh sa thải tổ máy miền Bắc; (4) Các mạch sa thải đặc biệt khi sự cố 1 phần tử đường dây/ máy biến áp quan trọng; (5) Các mạch sa thải phụ tải theo điện áp tại Phú Lâm, Tân Định và một số trạm 220 kV miền Nam. Các mạch sa thải trên đóng vai trò quan trọng trong công tác vận hành hệ thống điện, phòng chống mất điện diện rộng. Tuy nhiên, do cấu hình hệ thống điện thường xuyên thay đổi, nên các mạch trên cần thường xuyên được cập nhật, hiệu chỉnh cho phù hợp. 4. SỰ CẦN THIẾT PHẢI TRANG BỊ HỆ THỐNG BẢO VỆ CHỐNG MẤT ĐIỆN DIỆN RỘNG 5 HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2014 Công tác vận hành cho thấy rằng, để có thể kịp thời đưa ra các lệnh điều độ phù hợp nhằm ngăn chặn các sự cố mất điện diện rộng, nhân viên vận hành cần được trang bị các công cụ đủ mạnh để phân tích, đưa ra được các cảnh báo nhanh chóng, chính xác về tình trạng vận hành của hệ thống điện trong hệ thời gian thực. Thậm chí, hệ thống điện cần được trang bị các bảo vệ để thực hiện một loạt các hành động tự động trước khi hệ thống bị tách ra hoặc phân chia theo cách thức có thể kiểm soát được. Các sự cố diện rộng có thể xảy ra khi hệ thống vận hành ở chế độ biên, xuất phát từ một hoặc một vài phần tử bị tách ra khỏi vận hành và gây phản ứng dây chuyền dẫn đến việc một loạt các phần tử bị tách ra khỏi vận hành. Trong khi đó, nhược điểm lớn của các hệ thống điều khiển và giám sát truyền thống là không cung cấp được các hình ảnh mang tính động của hệ thống nghĩa là các nhân viên vận hành không có được bức tranh tổng thể xem cái gì đang diễn ra trên hệ thống. Hơn nữa sự cố mất điện diện rộng có thể xuất hiện và diễn biến trong thời gian ngắn, mà bản thân người vận hành không thể kịp đưa ra các phân tích hay tính toán nhằm đưa ra được các quyết định hợp lý. Các mạch sa thải & liên động hiện hữu trong trường hợp tác động đúng sẽ có tác dụng phòng tránh sự cố lan rộng. Tuy nhiên, các mạch này được thiết kế cho những trường hợp cụ thể và có thể không đạt hiệu quả mong muốn khi cấu hình hệ thống thay đổi. Hệ thống đo lường, giám sát và bảo vệ diện rộng khai thác các tiến bộ mới nhất trong các kỹ thuật về cảm biến, truyền thông, máy tính, thuật toán và đặc biệt là công nghệ đo lường được đồng bộ hóa. Sự xuất hiện của các thiết bị đo góc pha được đồng bộ hóa (Phasor Measurement Unit) đã làm nên cuộc cách mạng toàn diện trong lĩnh vực giám sát, điều khiển và bảo vệ hệ thống điện. Theo định nghĩa của IEEE thì thiết bị đo góc pha – Phasor Measurement Unit (PMU) – là thiết bị có khả năng đồng bộ góc pha, tần số và tốc độ thay đổi của tần số thông qua việc đo các tín hiệu điện áp và/hoặc dòng điện và tín hiệu đồng bộ thời gian. Thiết bị PMU có thể thực hiện các chức năng khác và được đặt tên theo các chức năng này (ví dụ: nếu thiết bị PMU có khả năng ghi lại dạng sóng của các tín hiệu đo sẽ được gọi là thiết bị ghi sự cố). Thiết bị PMU rất phù hợp để theo dõi các trạng thái của hệ thống điện trong thời gian thực. PMU có sự tiến bộ đáng kể so với hệ thống SCADA/EMS, trong khi hệ thống SCADA/EMS là hệ thống có tốc độ cập nhật từ vài giây đến vài phút, chỉ đo các giá trị RMS chứ không đo các giá trị góc pha thì PMU thường có tốc độ cập nhật cao (thường khoảng 10; 25; 50 giá trị đo/s do người dùng tùy chọn), mỗi giá trị đo được dán nhãn thời gian được đồng bộ hóa với độ chính xác cao thông qua hệ thống GPS và có thể đo được các giá trị pha (biên độ và góc pha) của dòng điện và điện áp. Góc pha của điện áp và/hoặc dòng điện từ nhiều điểm đo trên hệ thống điện khi được đồng bộ thời gian thực có thể giúp đánh giá tình trạng vận hành của hệ thống điện một cách tin cậy và chính xác. Những thông tin về góc pha này có thể được sử dụng cho việc giám sát hệ thống điện diện rộng (WAMs). Ngày nay, việc đo góc pha đồng bộ được ứng dụng chủ yếu cho việc xác thực các mô hình hoá hệ thống điện, phân tích sau sự cố, hiển thị thời gian thực... và hứa hẹn sẽ ngày càng có vai trò 6 A. Các báo cáo chung quan trọng trong việc nâng cao độ tin cậy, ổn định và tính kinh tế của hệ thống điện thông qua việc điều khiển và trang bị phương thức bảo vệ thời gian thực. PMU: Phasor measurement unit; PDC: Phasor Data Concentrator Hình 2. Cấu trúc một hệ thống giám sát bảo vệ và điều khiển diện rộng với thiết bị đo góc pha (PMU) PMU có một số ứng dụng cụ thể như sau:  Đo lường và giám sát hệ thống điện diện rộng phục vụ bảo vệ chống mất điện diện rộng;  Giám sát và điều khiển thời gian thực: giúp cho các nhân viên vận hành nắm bắt một cách trực tuyến về chế độ vận hành của hệ thống;  Đánh giá và đưa ra các cảnh báo về tình trạng vận hành của hệ thống điện;  Giám sát ổn định điện áp và ổn định quá độ;  Hỗ trợ công tác phục hồi hệ thống... Như đã phân tích ở trên, hệ thống điện 500 kV Việt Nam hiện nay và những năm tiếp theo thường truyền tải một lượng công suất lớn từ hệ thống điện miền Bắc, Trung vào miền Nam. 7 HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2014 Trong một số chế độ vận hành cực đoan, nguy cơ xảy ra mất ổn định là rất cao (ví dụ sự cố ngày 26/04/2013 gây nhảy đường dây mạch kép Hà Tĩnh - Đà Nẵng sau khi 06 tụ bù dọc tại Hà Tĩnh và Nho Quan bị Bypass). Việc trang bị các bộ PMU (hoặc các bộ ghi sự cố có chức năng đo đồng bộ góc pha) để từng bước triển khai, khai thác các tính năng của PMU như tính năng cảnh báo tình trạng vận hành của hệ thống điện sẽ giúp cho người vận hành có được những phản ứng kịp thời và hiệu quả… Hơn nữa, theo lộ trình triển khai xây dựng hệ thống lưới điện thông minh (Smart Grid) tại Việt Nam đã được Chính phủ phê duyệt (Quyết định số 1670/QĐ-TTg ngày 08/11/2012 về việc “Phê duyệt đề án phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam”) thì trong giai đoạn 2012 - 2016 sẽ: “Triển khai các ứng dụng nhằm tăng cường độ tin cậy, tối ưu vận hành lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối, giảm tổn thất điện năng; tăng cường hệ thống ghi sự cố, hệ thống phát hiện và chống sự cố mất điện diện rộng nhằm đảm bảo truyền tải an toàn trên hệ thống điện 500kV”. Do đó, việc trang bị các bộ đo góc pha cũng là bước quan trọng chuẩn bị cơ sở hạ tầng cho việc đáp ứng lộ trình triển khai lưới điện thông minh ở Việt Nam. TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Tổng kết vận hành hệ thống điện quốc gia năm 2013. [2] Báo cáo đánh giá trình hình cung cấp điện giai đoạn 2014-2020. [3] Báo cáo vận hành lưới điện quốc gia năm 2014. 8 A. Các báo cáo chung [1] 9