Tóm tắt nội dung

trao luu cong suat on dinh htd

Trong vận hành và quy hoạch hệ thống điện (HTĐ) hiện đại, hai vấn đề mang tính nền tảng mà bất kỳ kỹ sư điện nào cũng phải nắm vững là trào lưu công suất và ổn định hệ thống điện. Trào lưu công suất xác định cách thức phân bổ công suất tác dụng và công suất phản kháng giữa các nút trong mạng điện, từ đó làm cơ sở cho hàng loạt bài toán thiết kế, điều độ và vận hành.

Trong khi đó, vấn đề ổn định HTĐ liên quan trực tiếp đến khả năng duy trì cân bằng công suất và đảm bảo hệ thống không rơi vào trạng thái tan rã sau các sự cố. Bài viết này trình bày có hệ thống cả hai khái niệm trên, bao gồm định nghĩa, phương trình toán học, các loại ổn định và biện pháp nâng cao độ ổn định, nhằm phục vụ cho học tập, nghiên cứu và thực hành kỹ thuật của các sinh viên, kỹ sư ngành điện.

1. Trào lưu công suất trong hệ thống điện

1.1. Định nghĩa và bản chất

Trào lưu công suất (hay còn gọi là phân bố công suất, load flow) là sự phân bổ công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q giữa các điểm nút trong mạng điện. Nói cách khác, đây là bài toán xác định trạng thái xác lập của HTĐ, trong đó đầu ra cần tìm bao gồm biên độ điện áp và góc pha tại mọi nút, cũng như dòng công suất chạy trên từng nhánh lưới điện.

Về bản chất toán học, trào lưu công suất là một mô hình toán học phi tuyến, bao gồm các nút (thanh cái hoặc nút trung gian), các điểm phát và tiêu thụ công suất (máy phát, phụ tải) và các phần tử nhánh như đường dây truyền tải, máy biến áp, tụ điện bù. Đây không phải bài toán có lời giải dạng đóng, mà phải được giải qua các thuật toán lặp số.

1.2. Các yếu tố quyết định sự phân bổ công suất

Sự phân bổ công suất giữa các nút trong mạng điện phụ thuộc chủ yếu vào hai yếu tố:

Thứ nhất là tổng trở đường dây (hay tổng dẫn nhánh). Tổng trở càng lớn thì tổn thất công suất trên nhánh đó càng cao, và lượng công suất truyền tải được càng hạn chế. Tổng trở đường dây bao gồm điện trở R (gây tổn thất công suất tác dụng) và điện kháng X (gây tổn thất công suất phản kháng và sụt áp).

Thứ hai là điện áp tại các nút. Mức điện áp tại từng nút ảnh hưởng trực tiếp đến dòng công suất chảy vào và ra khỏi nút đó. Điện áp nút càng cao, khả năng đẩy công suất ra xa càng lớn, tuy nhiên cần đảm bảo điện áp vận hành nằm trong dải cho phép theo quy định (thông thường ±5% điện áp danh định đối với lưới truyền tải, theo quy định của Thông tư 25/2016/TT-BCT về quy định hệ thống điện truyền tải và Thông tư 39/2015/TT-BCT về quy định hệ thống điện phân phối).

1.3. Điều kiện cân bằng tại nút — Định luật Kirchhoff 1

Tại mỗi điểm nút trong mạng điện, sự phân bổ công suất phải thỏa mãn định luật Kirchhoff 1 về dòng điện, phát biểu rằng trong một nút, tổng các dòng điện đi vào bằng tổng các dòng điện đi ra. Dưới dạng công suất, điều kiện này được viết như sau: tổng công suất bơm vào nút i bằng tổng công suất tiêu thụ tại nút i cộng với tổng công suất chảy ra các nhánh kết nối với nút i.

Về mặt đại số phức, dòng điện bơm vào nút i được biểu diễn qua ma trận tổng dẫn nút $\mathbf{Y}_{\text{nút}}$ như sau:

$$\mathbf{I} = \mathbf{Y}_{\text{nút}} \cdot \mathbf{V}$$

Trong đó $\mathbf{I}$ là vector dòng điện bơm vào các nút, $\mathbf{V}$ là vector điện áp phức tại các nút, và $\mathbf{Y}_{\text{nút}}$ là ma trận tổng dẫn nút (ma trận vuông cấp n với n là số nút của hệ thống). Phần tử đường chéo $Y_{ii}$ bằng tổng tổng dẫn của tất cả các nhánh nối với nút i; phần tử ngoài đường chéo $Y_{ij}$ bằng âm tổng dẫn của nhánh nối trực tiếp nút i với nút j.

Công suất phức bơm vào nút i là:

$$\tilde{S}_i = P_i + jQ_i = V_i \cdot I_i^*$$

Thay $I_i = \sum_{k=1}^{n} Y_{ik}V_k$ vào biểu thức trên và tách phần thực, phần ảo, ta thu được hệ phương trình cân bằng công suất tại nút i:

$$P_i = |V_i| \sum_{k=1}^{n} |V_k| (G_{ik} \cos \theta_{ik} + B_{ik} \sin \theta_{ik})$$

$$Q_i = |V_i| \sum_{k=1}^{n} |V_k| (G_{ik} \sin \theta_{ik} - B_{ik} \cos \theta_{ik})$$

Trong đó $G_{ik}$ và $B_{ik}$ lần lượt là phần thực (điện dẫn) và phần ảo (điện nạp) của phần tử $Y_{ik}$; $\theta_{ik} = \delta_i - \delta_k$ là hiệu góc pha điện áp giữa nút i và nút k. Đây là hệ phương trình phi tuyến với 2n ẩn số (biên độ điện áp và góc pha tại n nút) cần được giải bằng các phương pháp số.

1.4. Phân loại các loại nút trong bài toán trào lưu

Để bài toán trào lưu có thể giải được, mỗi nút phải có đủ hai đại lượng đã biết trong bốn đại lượng gồm P, Q, |V|, và góc pha δ. Dựa trên các đại lượng đã biết, các nút được phân thành ba loại chính:

Nút PQ (nút phụ tải) là loại nút phổ biến nhất, tại đó công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q đã biết trước, còn biên độ điện áp |V| và góc pha δ là ẩn số cần tính. Đây thường là các nút tiêu thụ thuần túy hoặc các trạm biến áp trung gian không có máy phát.

Nút PV (nút điều áp hay nút máy phát) là loại nút tại đó công suất tác dụng P và biên độ điện áp |V| đã biết, còn Q và δ là ẩn. Các nhà máy điện có điều chỉnh kích từ thường được mô hình hóa là nút PV, vì chúng có khả năng điều chỉnh điện áp đầu cực bằng cách thay đổi dòng kích từ.

Nút V–δ (nút cân bằng hay nút tham chiếu, còn gọi là Swing Bus hoặc Slack Bus) là nút đặc biệt, chỉ có một trong toàn hệ thống. Tại nút này, biên độ điện áp |V| và góc pha δ (thường lấy δ = 0) đều được giữ cố định, còn P và Q được tính ra sau khi giải xong bài toán. Nút cân bằng thường được chọn là nút của nhà máy điện có công suất điều chỉnh lớn nhất trong hệ thống, vì nó đóng vai trò bù đắp mọi sai lệch công suất.

1.5. Các phương pháp giải bài toán trào lưu công suất

Lịch sử phát triển của bài toán trào lưu gắn liền với sự ra đời của máy tính số trong những năm 1950-1960. Trước đó, kỹ sư phải dùng thiết bị phân tích mạng điện tương tự (Network Analyzer), vô cùng tốn kém và kém chính xác. Ngày nay, hai phương pháp số được dùng phổ biến nhất là Gauss–Seidel và Newton–Raphson.

Phương pháp Gauss-Seidel sử dụng ma trận tổng dẫn nút $\mathbf{Y}_{\text{nút}}$. Tại bước lặp thứ $(k + 1)$, điện áp tại nút i được tính lại theo công thức:

$$V_i^{(k+1)} = \frac{1}{Y_{ii}} \left( \frac{P_i - jQ_i}{V_i^{*(k)}} - \sum_{\substack{j=1 \\ j \neq i}}^{n} Y_{ij}V_j \right)$$

Ưu điểm của phương pháp này là ma trận $\mathbf{Y}_{\text{nút}}$ dễ lập, lưu trữ gọn vì là ma trận thưa. Tuy nhiên, tốc độ hội tụ chậm, thường cần từ vài chục đến hàng trăm vòng lặp cho các hệ thống cỡ trung. Điều kiện hội tụ là mô-đun trị riêng lớn nhất của ma trận lặp nhỏ hơn 1.

Phương pháp Newton-Raphson (NR) vượt trội hơn về mặt toán học, đặc biệt với lưới điện lớn từ 200 nút trở lên. Phương pháp NR tuyến tính hóa hệ phương trình phi tuyến bằng khai triển Taylor và giải hệ phương trình Jacobi tại mỗi bước lặp:

$$\begin{bmatrix} \Delta P \\ \Delta Q \end{bmatrix} = \begin{bmatrix} \frac{\partial P}{\partial \delta} & \frac{\partial P}{\partial |V|} \\ \frac{\partial Q}{\partial \delta} & \frac{\partial Q}{\partial |V|} \end{bmatrix} \begin{bmatrix} \Delta \delta \\ \Delta |V| \end{bmatrix}$$

Hay viết gọn:

$$\begin{bmatrix} \Delta P \\ \Delta Q \end{bmatrix} = \mathbf{J} \begin{bmatrix} \Delta \delta \\ \Delta |V| \end{bmatrix}$$

Trong đó $\mathbf{J}$ là ma trận Jacobi kích thước $(2n - 2) \times (2n - 2)$ (loại bỏ nút cân bằng). Sau khi giải hệ phương trình tuyến tính này, nghiệm được hiệu chỉnh theo:

$$\delta^{(k+1)} = \delta^{(k)} + \Delta \delta^{(k)}$$

$$|V|^{(k+1)} = |V|^{(k)} + \Delta |V|^{(k)}$$

Phương pháp NR thường hội tụ chỉ sau 3 đến 5 vòng lặp bất kể quy mô hệ thống, với tiêu chuẩn dừng thường lấy sai số công suất $|\Delta P|, |\Delta Q| < \varepsilon$, trong đó $\varepsilon$ dao động từ $10^{-4}$ đến $10^{-6}$ đơn vị tương đối.

Ngoài hai phương pháp cổ điển trên, phương pháp Fast Decoupled Load Flow (FDLF) được Ward và Hale đề xuất vào năm 1956, khai thác sự tách rời gần đúng giữa P–δ và Q–|V| trong lưới cao áp để đơn giản hóa ma trận Jacobi, giảm đáng kể thời gian tính toán trong các bài toán vận hành thời gian thực. Các phần mềm chuyên dụng như ETAP, PSS/E, PowerFactory hay MATLAB/Simulink hiện nay đều tích hợp cả ba phương pháp và cho phép phân tích hệ thống với hàng nghìn nút.

2. Ứng dụng của bài toán trào lưu công suất

Bài toán trào lưu công suất là công cụ không thể thiếu trong toàn bộ vòng đời của hệ thống điện, từ giai đoạn quy hoạch, thiết kế cho đến vận hành và bảo trì:

Trong quy hoạch nguồn và lưới: các kỹ sư sử dụng bài toán trào lưu để đánh giá phương án kết lưới mới, xác định công suất đặt máy biến áp truyền tải, chọn tiết diện dây dẫn và tính toán tổn thất điện năng. Ví dụ, trong quá trình lập Quy hoạch điện VIII của Việt Nam (phê duyệt theo Quyết định 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023), bài toán trào lưu được thực hiện cho lưới điện quốc gia ở nhiều kịch bản phụ tải và nguồn phát khác nhau.

Trong cân bằng nguồn phát và phụ tải: trào lưu giúp phân bổ biểu đồ phát tối ưu cho các nhà máy điện, xác định mức dự trữ công suất cần thiết và hỗ trợ dự báo phụ tải ngắn hạn, trung hạn.

Trong vận hành hệ thống: điều độ viên sử dụng tính toán trào lưu để kiểm tra khả năng mang tải của các đường dây và máy biến áp, phát hiện sớm tình trạng quá tải, đề xuất phương án vận hành tối ưu và kiểm tra phân bổ trào lưu khi đưa công trình mới vào vận hành hoặc khi tiến hành bảo dưỡng sửa chữa.

Trong bài toán tối ưu hóa: Optimal Power Flow (OPF) mở rộng bài toán trào lưu cổ điển thêm hàm mục tiêu (thường là tối thiểu hóa chi phí vận hành hoặc tổn thất công suất) với các ràng buộc về điện áp, dòng điện và giới hạn công suất phát. Đây là nền tảng của các thị trường điện cạnh tranh hiện đại.

3. Ổn định hệ thống điện

3.1. Điều kiện cân bằng công suất và khái niệm dao động

Trong chế độ vận hành bình thường của HTĐ, điều kiện cần thiết để hệ thống làm việc ổn định là sự cân bằng giữa công suất phát và công suất tiêu thụ tại mọi thời điểm:

$$P_{\text{phát}} = P_{\text{tiêu thụ}}$$

Đây là điều kiện để tần số hệ thống duy trì ở giá trị định mức (50 Hz tại Việt Nam theo quy định tại Thông tư 25/2016/TT-BCT). Trên thực tế, HTĐ luôn tồn tại những dao động không thể tránh khỏi, khiến cho tại một số thời điểm:

$$P_{\text{phát}} \neq P_{\text{tiêu thụ}}$$

Nguyên nhân có thể đến từ sự thay đổi đột ngột của phụ tải, dao động nguồn năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời), hoặc các sự cố kỹ thuật. Tùy theo mức độ và tính chất của dao động, khả năng phục hồi của hệ thống được phân thành hai loại chính: ổn định tĩnh và ổn định động.

3.2. Ổn định tĩnh

Ổn định tĩnh là khả năng của HTĐ duy trì trạng thái cân bằng ban đầu sau khi chịu các kích động nhỏ (dao động nhỏ). Trong trường hợp dao động nhỏ, đường đặc tính công suất của HTĐ thực tế không thay đổi, tức là cấu trúc lưới, tổng trở đường dây và các thông số máy phát được coi là bất biến trong suốt quá trình dao động.

Nếu sau khi xảy ra dao động nhỏ, HTĐ có khả năng tự trở lại trạng thái ổn định ban đầu mà không cần sự can thiệp từ bên ngoài, người ta nói hệ thống có ổn định tĩnh. Ngược lại, nếu HTĐ không tự trở về được trạng thái ban đầu, hệ thống được gọi là mất ổn định tĩnh.

Về mặt phân tích toán học, ổn định tĩnh thường được đánh giá thông qua phương pháp dao động bé (linearization), trong đó phương trình vi phân mô tả động học rotor của máy phát được tuyến tính hóa quanh điểm làm việc. Phương trình đặc trưng của hệ tuyến tính hóa có dạng:

$$M \frac{d^2 \Delta \delta}{dt^2} + D \frac{d \Delta \delta}{dt} + \frac{\partial P_e}{\partial \delta} \Delta \delta = 0$$

Trong đó M là hằng số quán tính của máy phát (tính theo giây), D là hệ số cản (có dấu dương, tổng hợp từ cuộn cản và ảnh hưởng hệ thống điều chỉnh kích từ), $\Delta \delta$ là độ lệch nhỏ của góc công suất, và $\partial P_e / \partial \delta$ là đạo hàm của công suất điện theo góc lệch — còn được gọi là hệ số đồng bộ hóa $K_s$.

Điều kiện ổn định tĩnh là $K_s > 0$, tức là:

$$K_s = \frac{\partial P_e}{\partial \delta} > 0$$

Đối với máy phát đơn nối vào thanh cái vô cùng lớn qua đường dây có điện kháng X, đường đặc tính công suất có dạng hình sin:

$$P_e = \frac{E \cdot U}{X} \sin \delta$$

Do đó:

$$K_s = \frac{\partial P_e}{\partial \delta} = \frac{E \cdot U}{X} \cos \delta$$

Điều kiện $K_s > 0$ tương đương với $\cos \delta > 0$, nghĩa là điểm làm việc phải nằm trong vùng $0 < \delta < 90^\circ$. Khi góc lệch $\delta$ vượt quá 90°, hệ số đồng bộ hóa âm và hệ thống mất ổn định tĩnh. Để đảm bảo dự phòng ổn định tĩnh, trong thực tế vận hành người ta thường giới hạn góc lệch công suất không vượt quá 30° đến 40°.

Tiêu chuẩn thực dụng Gidanov (còn gọi là tiêu chuẩn thực dụng Nga) thường được dùng để đánh giá ổn định tĩnh trong kỹ thuật vận hành, dựa trên dấu của định thức ma trận Jacobi trong quá trình giải Newton–Raphson. Vì phân tích ổn định tĩnh sử dụng cùng dữ liệu đầu vào với bài toán trào lưu, hai bài toán này thường được thực hiện đồng thời để giảm khối lượng tính toán.

3.3. Ổn định động

Ổn định động là khả năng của HTĐ thiết lập lại trạng thái cân bằng (không nhất thiết là trạng thái ban đầu mà có thể là một trạng thái mới) sau khi chịu các kích động lớn. Các kích động lớn điển hình trong vận hành bao gồm:

Sự cố ngắn mạch (3 pha, 2 pha hoặc chạm đất) trên đường dây truyền tải hoặc thanh cái trạm biến áp. Đây là dạng sự cố nguy hiểm nhất và có ảnh hưởng mạnh nhất đến ổn định động. Ví dụ, sự cố ngắn mạch 3 pha tại đầu đường dây 500 kV Bắc–Nam có thể gây dao động công suất mạnh trên toàn hệ thống điện Việt Nam.

Cắt đường dây đang mang tải lớn do rơle bảo vệ tác động hoặc thao tác vận hành. Khi một trong các đường dây song song bị cắt, toàn bộ công suất chuyển sang đường dây còn lại, làm thay đổi cấu trúc tổng trở lưới và đường đặc tính công suất.

Tách máy phát đang phát công suất lớn ra khỏi lưới do sự cố hoặc do bảo dưỡng đột xuất. Việc mất đột ngột một tổ máy lớn gây mất cân bằng công suất tức thời và làm tần số sụt giảm nhanh chóng.

Các nguyên nhân khác như đóng tải lớn đột ngột, thao tác đóng cắt máy biến áp, hay mất liên kết hệ thống điện giữa các vùng.

Trong tất cả các trường hợp trên, đường đặc tính công suất của HTĐ thay đổi do cấu trúc mạng thay đổi. Nếu sau khi có kích động lớn, HTĐ có khả năng tự trở lại ổn định (dù ở trạng thái mới khác với trạng thái trước sự cố), hệ thống được gọi là có ổn định động. Ngược lại, nếu HTĐ không thể trở lại bất kỳ trạng thái ổn định nào sau kích động lớn, hệ thống được gọi là mất ổn định động, hay còn gọi là mất ổn định quá độ.

Công cụ phân tích ổn định động chủ yếu là phương pháp diện tích đồng đều (Equal Area Criterion) và phương pháp tích phân số trực tiếp phương trình dao động rotor (còn gọi là phương pháp step-by-step). Phương trình swing mô tả chuyển động của rotor máy phát trong quá trình quá độ là:

$$\frac{2H}{\omega_s} \frac{d^2\delta}{dt^2} = P_m - P_e(\delta)$$

Trong đó H là hằng số quán tính máy phát (tính bằng MWs/MVA, thường nằm trong khoảng 2 đến 9 giây tùy loại máy), $\omega_s = 2\pi f_0$ là tốc độ góc đồng bộ (rad/s), $P_m$ là công suất cơ đầu trục (MW, giả thiết không đổi trong thời gian ngắn), và $P_e(\delta)$ là công suất điện phát ra (thay đổi theo góc lệch $\delta$).

Tiêu chí quan trọng trong phân tích ổn định động là thời gian loại trừ sự cố tới hạn (Critical Clearing Time – CCT), tức là khoảng thời gian tối đa tính từ khi ngắn mạch xảy ra đến khi rơle bảo vệ và máy cắt hoàn thành thao tác cắt, mà HTĐ vẫn giữ được ổn định động. Theo tiêu chuẩn vận hành hệ thống điện truyền tải Việt Nam, thời gian loại trừ sự cố ngắn mạch 3 pha tại lưới 500 kV phải không vượt quá 100 ms, còn tại lưới 220 kV là 120 ms.

3.4. So sánh ổn định tĩnh và ổn định động

Tiêu chí Ổn định tĩnh Ổn định động
Loại kích động Kích động nhỏ (dao động nhỏ) Kích động lớn (sự cố, đóng cắt đột ngột)
Cấu trúc lưới Không thay đổi Thay đổi (cắt nhánh, ngắn mạch...)
Đường đặc tính công suất Không đổi Thay đổi trong và sau sự cố
Trạng thái ổn định sau Trở lại trạng thái ban đầu Có thể là trạng thái mới
Công cụ phân tích Tuyến tính hóa, ma trận Jacobi, tiêu chuẩn Gidanov Diện tích đồng đều, tích phân số, mô phỏng thời gian
Thông số đánh giá Hệ số đồng bộ hóa, hệ số dự phòng ổn định CCT, góc lệch tới hạn

3.5. Hậu quả của mất ổn định hệ thống điện

Khi HTĐ mất ổn định, sự cân bằng công suất bị phá vỡ hoàn toàn, tốc độ góc rotor của các máy phát bị lệch khỏi giá trị đồng bộ với biên độ lớn. Hệ thống rơi vào chế độ không đồng bộ, trong đó công suất và các thông số khác dao động mạnh với biên độ rất lớn. Nếu trạng thái không đồng bộ kéo dài mà không có biện pháp khắc phục kịp thời, hậu quả có thể là hệ thống bị tan rã hoàn toàn, các máy phát bị tách khỏi lưới bởi rơle bảo vệ, dẫn đến mất điện diện rộng (blackout).

Một ví dụ điển hình trên thế giới là sự kiện mất điện lưới điện Bắc Mỹ ngày 14 tháng 8 năm 2003, khi sự cố lan rộng từ Ohio qua nhiều bang của Mỹ và Canada trong vòng chưa đến 9 giây, ảnh hưởng đến hơn 55 triệu người. Nguyên nhân xuất phát từ việc mất ổn định động sau một chuỗi sự cố cắt đường dây do cây chạm dây, kết hợp với lỗi trong hệ thống giám sát và thiếu điều phối liên vùng.

4. Biện pháp nâng cao ổn định hệ thống điện

Để nâng cao khả năng ổn định cả tĩnh lẫn động của HTĐ, các giải pháp kỹ thuật được áp dụng đồng thời trên nhiều cấp độ.

Về phía nguồn phát, việc trang bị hệ thống điều chỉnh kích từ tự động (AVR — Automatic Voltage Regulator) và bộ ổn định hệ thống nguồn (PSS — Power System Stabilizer) cho các máy phát đồng bộ giúp tăng đáng kể cả hệ số cản D và hệ số đồng bộ hóa Ks​, từ đó mở rộng vùng ổn định. PSS tạo ra tín hiệu bổ sung vào kênh điều chỉnh kích từ để dập tắt dao động công suất tần số thấp (thường từ 0.1 đến 2 Hz).

Về phía lưới truyền tải, lắp đặt các thiết bị FACTS (Flexible AC Transmission Systems) như SVC (Static VAR Compensator), STATCOM (Static Synchronous Compensator), TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor) và UPFC (Unified Power Flow Controller) cho phép điều chỉnh nhanh trào lưu công suất và điện áp nút, hỗ trợ trực tiếp cho cả ổn định tĩnh lẫn ổn định động.

Về phía rơle bảo vệ và máy cắt, rút ngắn thời gian loại trừ sự cố là giải pháp trực tiếp và hiệu quả nhất để nâng cao ổn định động. Các hệ thống bảo vệ khoảng cách thế hệ mới, cùng với máy cắt tốc độ cao (thời gian cắt dưới 40 ms), giúp giảm đáng kể tổng thời gian loại trừ sự cố xuống còn dưới 80 ms.

Về phía hệ thống điều độ và giám sát, triển khai hệ thống đo lường diện rộng (Wide Area Measurement System — WAMS) dựa trên thiết bị đo pha đồng bộ PMU (Phasor Measurement Unit) cho phép theo dõi góc lệch điện áp giữa các nút theo thời gian thực với độ phân giải lên đến 60 mẫu/giây, phát hiện sớm các dấu hiệu mất ổn định và kích hoạt các biện pháp điều chỉnh kịp thời. Tại Việt Nam, hệ thống WAMS đã được Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0) triển khai thí điểm từ năm 2015 và mở rộng dần đến nay.

Xem thêm bài viết liên quan:

Tags: , , , , , , , , ,
Chia sẻ bài viết

BÀI VIẾT CÙNG CHỦ ĐỀ