Năm 2008 - căng thẳng hệ thống điện

Trong năm 2008, điện năng sản xuất và mua ngoài của EVN  đạt 74,175 tỷ kWh, tăng 11,09% so với năm 2007.  Công suất cực đại được ghi nhận là 12.582 MW, tăng 11,35% so với năm 2007. Thực tế, giá trị này có thể cao hơn, nhưng do các tháng mùa lũ (từ tháng 6 đến tháng 9) phải hạn chế phụ tải đỉnh do thiếu nguồn. Ngoài ra, ngay từ đầu tháng 1/2008, Trung tâm Ðiều độ HTÐQG (Ao) đã công bố công suất khả dụng của hệ thống để các điện lực chủ động tiết giảm phụ tải. Do vậy, không thể xác định chính xác giá trị công suất cực đại thực của hệ thống. Tuy nhiên, tốc độ tăng trưởng công suất cực đại có giảm so với trung bình nhiều năm. Công suất cực đại năm 2008 từ tháng 4 đến tháng 9 chuyển vào cao điểm sáng khoảng từ 10h00 đến 11h00, từ tháng 10 đến tháng 12 chuyển vào cao điểm chiều khoảng từ 17h00 đến 18h00.

Trong năm qua, công tác vận hành HTÐQG gặp rất nhiều khó khăn do thời tiết diễn biến bất lợi; tình hình vận hành các nguồn điện mới như Nhà máy điện (NMÐ) Cà Mau 1 (750 MW) chưa ổn định; NMÐ Uông Bí mở rộng (300 MW) bị sự cố MBA; các NMÐ Cà Mau 2 (750 MW), Nhơn Trạch 1 (320 MW) vào chậm tiến độ và còn đang trong giai đoạn vận hành thử nghiệm. Hơn nữa, nguồn khí cấp cho sản xuất điện có thời gian bị thiếu hụt; các hồ thủy điện Hòa Bình, Thác Bà, Tuyên Quang phải thực hiện 3 đợt xả nước phục vụ tưới tiêu; giá nhiên liệu đầu vào tăng cao (đặc biệt là dầu) nên hoạt động sản xuất điện có nguy cơ bị lỗ. Do vậy, hệ thống điện Việt Nam bị đặt trong tình trạng rất căng thẳng về cân bằng cung cầu, luôn thiếu công suất vào giờ cao điểm. Tuy nhiên, về cơ bản, hệ thống cũng đã đáp ứng đầy đủ về mặt sản lượng, đảm bảo điện cho sản xuất và nhu cầu thiết yếu của nhân dân cả nước.

Năm 2009 - Cần thực hiện các giải pháp đồng bộ

Ông Ðặng Huy Cường – Giám đốc Ao cho biết: Theo phương án tăng trưởng phụ tải năm 2009 là 13%, dự kiến tổng sản lượng điện toàn hệ thống là 86,655 tỷ kWh. Trong 6 tháng mùa khô năm 2009, nếu các công trình mới vào kịp tiến độ, nhu cầu sản lượng của hệ thống sẽ được đáp ứng với mức dự phòng là 3,04 tỷ kWh (bằng 7,3% tổng sản lượng hệ thống vào mùa khô). Mức dự phòng này sẽ tăng thêm nếu tính cả sản lượng từ các tuabin khí chạy dầu DO và tổ máy Ô Môn 300 MW. Kể cả trong trường hợp NMÐ Uông Bí mở rộng không đạt sản lượng như kế hoạch, hệ thống vẫn đáp ứng được về sản lượng. HTÐ miền Bắc sẽ nhận một sản lượng điện lớn từ lưới 500 kV (qua đường dây Ðà Nẵng – Hà Tĩnh) trong suốt 6 tháng mùa khô 2009, ước đạt 4,42 tỷ kWh (29,3 triệu kWh/ngày, so với khả năng nhận tối đa là 33,5 triệu kWh/ngày). Ðặc biệt, để giữ nước các hồ miền Bắc cho các tháng 4, 5 và 6, các tháng đầu năm 2009, HTÐ miền Bắc có thể nhận lên đến 31 triệu kWh/ngày trong các tháng 1 và 2. Ðối với mùa lũ (tháng 7 đến tháng 9) và mùa tích nước (tháng 9 đến tháng 12), năm 2009, về cơ bản, hệ thống đáp ứng được nhu cầu phụ tải. Ðối với HTÐ miền Bắc, giai đoạn này có nhiều tổ máy nhiệt điện than công suất lớn được đưa vào vận hành (Hải Phòng, Quảng Ninh, Cẩm Phả, Sơn Ðộng), sẽ làm giảm đáng kể áp lực cung cấp điện cho miền Bắc cũng như cho hệ thống. Sản lượng điện miền Bắc nhận từ hệ thống điện 500 kV cũng sẽ giảm đáng kể.

Về công suất, hệ thống điện có mức dự phòng (chưa tính lịch sửa chữa) từ 5 đến 17%, trong đó, mức dự phòng thấp nhất vào tháng 6 (5%) và tháng 7 (7%). Miền Bắc có thể thiếu công suất đỉnh do một số giới hạn truyền tải trên ÐZ 500 kV cũng như quá tải các MBA 500 kV Nho Quan, Thường Tín, trong một số chế độ truyền tải cao trên các ÐZ 500 kV Ðà Nẵng – Hà Tĩnh (trên 1400 MW). Ðể đáp ứng nhu cầu phụ tải HTÐ miền Bắc, sản lượng và công suất mua từ lưới điện Trung Quốc có thể giữ như mức năm 2008 trong 6 tháng mùa khô năm 2009 (công suất cực đại 650 MW, sản lượng trung bình 10 triệu kWh/ngày). Vào 6 tháng cuối năm 2009, về nguyên tắc, hệ thống không cần mua điện từ phía Trung Quốc. Tùy theo các điều khoản của hợp đồng công suất mua, có thể giảm công suất nhận điện xuống đến 300 MW. Dự kiến, tổng sản lượng mua điện của Trung Quốc xấp xỉ 2,9 tỷ kWh.

Theo ông Cường, để công tác vận hành HTÐQG an toàn, ổn định, đảm bảo cung ứng điện năng cho đất nước, Ao đã kiến nghị EVN thực hiện các giải pháp cấp bách và đồng bộ trong thời gian tới. Ðó là, cần đưa các nhà máy vào vận hành đúng tiến độ, đặc biệt là tổ máy Uông Bí mở rộng, đuôi hơi Nhơn Trạch 1 (tháng 4/2009) cũng như các nguồn điện khác vào vận hành trong mùa tích nước năm 2009. Ðồng bộ với các nhà máy trên, EVN cần chỉ đạo các đơn vị đẩy nhanh tiến độ thi công các công trình đường dây đấu nối của các nhà máy điện Cà Mau, Nhơn Trạch để có thể giải phóng hết lượng công suất khi các tổ máy được đưa vào vận hành thương mại. Ðể giảm thiểu khả năng thiếu công suất đỉnh khu vực miền Bắc, cần đảm bảo vận hành an toàn các đường dây 500 kV Hòa Bình – Ðà Nẵng – Pleiku - Phú Lâm trong suốt năm 2009. Ðể đảm bảo khả năng truyền tải tối đa trên đường dây 500 kV trong mùa khô 2009, Ao đề nghị EVN lùi thời gian cắt điện, thí nghiệm và đưa Trạm 500 kV Dốc Sỏi vào vận hành sau tháng 6/2009. Mặt khác, cần khai thác tối đa các nguồn nhiệt điện than, tuabin khí hỗn hợp ngay từ đầu mùa khô; chuyển lịch sửa chữa NMÐ Cà Mau từ tháng 8 sang tháng 9/2009 để tránh trùng với thời điểm cắt khí Nam Côn Sơn (dự kiến trong tháng 8/2009). Các nhà máy nhiệt điện cần chuẩn bị đầy đủ vật tư, phương tiện và nhân lực, đảm bảo vận hành an toàn, tối đa trong năm 2009, đặc biệt trong các tháng mùa khô. Triển khai các biện pháp nhằm không để xảy ra cắt điện trên diện rộng và kéo dài do các điều kiện thủy văn bất lợi, phụ tải tăng cao đột biến. Các nhà máy điện cần đặc biệt lưu ý chất lượng công tác duy tu, bảo dưỡng tổ máy cũng như các thiết bị liên quan để đảm bảo khả năng vận hành cũng như dự phòng cho hệ thống ở mức cao nhất; đề nghị sớm đưa các bộ tụ bù dọc, SVC của đường dây 220 kV Thanh Thủy – Hà Giang vào vận hành để tăng công suất, sản lượng điện nhập khẩu cho mùa khô năm 2009.

Vừa qua, EVN đã làm việc với Bộ Nông nghiệp & Phát triển Nông thôn về triển khai lịch xả nước hồ Hòa Bình, Thác Bà, Tuyên Quang phục vụ đổ ải vụ Ðông - Xuân 2009 các tỉnh đồng bằng Bắc Bộ. Ðồng thời, có phương án điều tiết hợp lý để có thể giữ được tối đa nước trong các hồ này phục vụ phát điện trong các tháng mùa khô. Bên cạnh đó, EVN cần làm việc với tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam để khẳng định đủ lượng khí cấp cho sản xuất điện trong giai đoạn từ tháng 1 đến tháng 6/2009. Ngoài ra, cần nghiên cứu triển khai các biện pháp chống sự cố trên toàn hệ thống như một số sự cố dao động công suất trên đường dây 500 kV khi truyền tải cao; sớm triển khai các dự án lắp mạch sa thải nguồn khu vực Phú Mỹ - Bà Rịa và Ô Môn – Cà Mau, hệ thống cảnh báo mất khí Nam Côn Sơn, lắp đặt kháng điện khu vực phía Nam để giảm dòng ngắn mạch nhằm đảm bảo an toàn ổn định cho hệ thống điện quốc gia.