Cùng lắng nghe và cùng chia sẻ

Cùng lắng nghe và cùng chia sẻ

Có một nghịch lý đã và đang diễn ra đối với lưới điện truyền tải do PTC3 quản lý, đó là: Trong khi lưới điện truyền tải khu vực Nam miền Trung và Tây Nguyên ở vào tình trạng đầy tải, quá tải thì sản lượng truyền tải điện của Công ty Truyền tải điện 3 liên tục thấp hơn kế hoạch giao. 

Công nhân Truyền tải Điện Ninh Thuận kiểm tra tuyến đường dây 220kV truyền tải công suất các nhà máy điện gió, điện mặt trời trên địa bàn tỉnh. Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn

Ngày 26-3-2021, Công ty Truyền tải điện 3 – PTC3 (Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia - EVNNPT) đã tổ chức Hội thảo “Phối hợp quản lý vận hành lưới điện”, với sự tham gia của gần 30 nhà đầu tư năng lượng tái tạo trên địa bàn thuộc phạm vi Công ty Truyền tải điện 3 quản lý vận hành lưới điện truyền tải. 

Đây thực sự là sự kiện đang được các nhà đầu tư năng lượng tái tạo đặc biệt quan tâm. Hiện tượng quá tải lưới điện truyền tải liên kết miền và hệ thống điện dư thừa công suất phát so với nhu cầu phụ tải trong một số thời điểm đã buộc Trung tâm hệ thống điện Quốc gia phải áp dụng biện pháp cắt giảm công suất các nhà máy năng lượng tái tạo để bảo đảm an toàn, an ninh cho hệ thống điện quốc gia. Tuy nhiên, có một nghịch lý đã và đang diễn ra đối với lưới điện truyền tải do PTC3 quản lý, đó là: Trong khi lưới điện truyền tải khu vực Nam miền Trung và Tây Nguyên ở vào tình trạng đầy tải, quá tải thì sản lượng truyền tải điện của Công ty Truyền tải điện 3 liên tục thấp hơn kế hoạch giao. 

Bất ổn trong vận hành

Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Bất ổn trong vận hành lưới điện truyền tải khi điện mặt trời bùng nố đã được cảnh báo ngay từ đầu và hệ lụy từ sự phá vỡ quy hoạch đang là áp lực lên lưới điện truyền tải, mà nặng nề nhất là khu vực Nam miền Trung và Tây Nguyên. Theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), đến hết ngày 31.12, tổng công suất lắp đặt về điện mặt trời trên cả nước đã đạt tới khoảng 19.400 MWp (trong đó có gần 9.300 MWp là ĐMTMN), tương ứng khoảng 16.500 MW - chiếm khoảng 25% tổng công suất lắp đặt nguồn điện của hệ thống điện Quốc gia, thì riêng khu vực Nam miền Trung và Tây Nguyên lên tới 8.499MW, chiếm 42% tổng công suất đặt nguồn điện khu vực. Trong đó: Cấp điện áp 500kV: 1.050 MW (2 Nhà máy ĐMT); cấp điện áp 220kV: 2.336 MW (23 Nhà máy ĐMT); cấp điện áp 110kV: 2.308 MW (61 Nhà máy ĐMT) và điện mặt trời trang trại và áp mái đấu nối ở cấp điện áp dưới 22kV là 2.755 MW.

Với đặc điểm tự nhiên của điện mặt trời là phụ thuộc lớn vào thời gian nắng trong ngày, cùng với cơ cấu nguồn điện mặt trời khu vực Nam miền Trung và Tây Nguyên phát triển với tốc độ quá nhanh đã dẫn đến những khó khăn, bất cập trong vận hành hệ thống điện. Theo Công ty Truyền tải điện 3, một số đường dây 220kV, máy biến áp 220kV khu vực các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, Lâm Đồng, Khánh Hòa, Phú Yên, Bình Định, Gia Lai vận hành đầy tải, quá tải. Mặc dù, Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia, Điều độ miền Nam đã phải áp dụng biện pháp thay đổi kết dây, tách thanh cái, mở vòng lưới điện, để cưỡng bức công suất. Đồng thời, tận dụng tối đa khả năng tải các đường dây 220kV còn non tải. Tuy nhiên, vẫn còn xảy ra đầy tải, quá tải 11 đường dây 220kV, 3 máy biến áp 220kV.

Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Để bảo đảm lưới điện vận hành an toàn, liên tục, hàng năm cần phải bố trí lịch cắt điện các đường dây, máy biến áp, thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa lớn, sửa chữa thường xuyên, thí nghiệm định kỳ thiết bị. Tuy nhiên, để ưu tiên giải tỏa công suất từ các nguồn điện mặt trời, lịch cắt điện phải bố trí vào ban đêm khi điện mặt trời ngừng phát. Điều này, trước hết, ảnh hưởng đến sức khỏe người lao động khi phải làm việc vào ban đêm, trái với giờ sinh học, địa hình dọc hành lang rất phức tạp, qua những lần cắt điện làm đêm cho thấy tiềm ẩn rất cao nguy cơ xảy tai nạn lao động, đặc biệt là làm việc trên cao, trong điều kiện không đủ ánh sáng, mặc dù đã trang bị đèn pha chiếu sáng tại các vị trí làm việc, đèn chiếu sáng cá nhân.

Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Việc kéo dài thời gian thực hiện các hạng mục thi công đã làm tăng nhân lực công tác, tăng chi phí khi phải làm đêm do phạm vi làm việc trong không gian hẹp. Đơn cử, như sửa chữa lớn năm 2020, đường dây 220kV Nha Trang –  Thiên Tân thực hiện căng dây lấy lại độ võng các khoảng néo 320 -  332 dài 3.885m và khoảng néo 332 ÷ 337 (dài 1.800m). PTC3 Phải bố trí cắt điện 4 đêm từ 15 giờ 30 phút ngày hôm trước đến 7 giờ 00’ ngày hôm sau mới hoàn thành công việc. Trong khi đó nếu bố trí ban ngày thì chỉ cần 1 ngày và đương nhiên chất lượng công việc không bằng khi làm việc ban ngày vì không đủ ánh sáng để thực hiện bố trí sơ đồ công nghệ, lắp đặt vật tư, thiết bị, …và khó khăn trong việc quan sát, kiểm soát nên cũng khó phát hiện kịp thời các bất thường. Tăng chi phí quản lý vận hành do phải bổ sung nhân lực, tăng thêm thời gian và phương tiện phục vụ làm việc đêm như máy phát điện di động, hệ thống chiếu sáng tại từng các vị trí công tác. Công tác giám sát thi công, giám sát các thiết bị chịu lực (puly, lực kế, dây cáp, tời máy, kẹp căng dây,...), kiểm soát an toàn tại các khoảng cột có giao chéo với đường dây trung thế, hạ thế và đường giao thông vào ban đêm rất khó khăn, tiềm ẩn nhiều nguy cơ mất an toàn.

Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Bên cạnh đó, PTC3 phải tăng cường tần suất kiểm tra, theo dõi thiết bị trạm biến áp; đo nhiệt độ tiếp xúc lèo, mối nối và kiểm tra hành lang tuyến để kịp thời khắc phục, xử lý hiện tượng bất thường đảm bảo lưới điện không xảy ra sự cố.

Đối với các đường dây vận hành đầy tải, quá tải như: Đa Nhim - Đức Trọng,  Đức Trọng – Di Linh, Tuy Hòa –  Quy Nhơn, Thiên Tân - Nha Trang,…PTC3 thực hiện đo, kiểm tra phát nhiệt 2 lần/1 tháng, với những điểm có nguy cơ phát nhiệt, tiến hành đo 1 lần/1tuần. Các máy biến áp vận hành đầy tải, quá tải như tại trạm biến áp 500kV Pleiku 2; trạm biến áp 500kV Vĩnh Tân; trạm biến áp 500kV Đắk Nông,…PTC3 phải tăng cường đo, kiểm tra phát nhiệt 1 lần/1 tháng, đối với những điểm có nguy cơ phát nhiệt, tiến hành đo 1 lần/1tuần trong 3 ca liên tục.

Tình trạng trên kéo dài dẫn đến, viên vận hành các trạm biến áp chịu sức ép căng thẳng do phải liên tục theo dõi tình trạng đầy tải, quá tải để báo cáo kịp thời điều độ viên Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc Gia điều chỉnh công suất phát của nguồn điện xử lý đầy tải, quá tải. 

Nghịch lý

Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn

Phó Giám đốc PTC3 Đinh Văn Cường cho biết, năm 2020, sản lượng điện truyền tải PTC3 giao cho 9 Công ty Điện lực thuộc Tổng Công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) và Tổng Công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) và các Nhà máy điện đạt 8.557.627.492 kWh, chiếm 63,47% điện thương phẩm; hai tháng đầu năm 2021, sản lượng điện truyền tải đạt 917.479.404 kWh, sụt giảm 45,39% so với cùng kỳ 2020, chỉ chiếm 43,27% điện thương phẩm.

Năm 2020, sản lượng điện thương phẩm 9 Công ty Điện lực thuộc EVNCPC, EVNSPC là 13.481.947.443kWh, trong đó, sản lượng điện của nguồn năng lượng tái tạo, ngoài cung cấp cho 9 Công ty Điện lực, còn lại phát ngược lên lưới điện truyền tải qua các máy biến áp 220kV là 2.227.214.498 kWh, khoảng 16,52% điện thương phẩm; hai tháng đầu năm 2021, sản lượng điện thương phẩm 9 Công ty Điện lực đạt 2.120.369.954 kWh, giảm 5,24% so với cùng kỳ năm 2020. 

Năm 2021, giả thiết phụ tải không tăng; điều kiện khí tượng thủy văn tương tự năm 2020; nguồn điện mặt trời được huy động với mức 90% công suất định mức; sản lượng điện truyền tải giao cho 9 Công ty Điện lực thuộc EVNCPC, EVNSPC và các Nhà máy điện, ước tính chỉ đạt 6,612 tỷ kWh, giảm mạnh so với kế hoạch giao.

Sản lượng nguồn năng lượng tái tạo phát ngược lên lưới truyền tải là 850.351.359kWh, khoảng 40,10% điện thương phẩm. Ước tính năm 2021, có thể tới 5,406 tỷ kWh.

Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Như vậy, lưới điện truyền tải ngoài việc nhận điện hệ thống 500kV và các Nhà máy điện 220kV trong khu vực cung cấp cho phụ tải, còn tiếp nhận sản lượng lớn phát ngược từ lưới điện phân phối qua các máy biến 220kV hòa vào lưới điện Quốc Gia gây ra đầy tải, quá tải lưới điện 220kV.

Tổn thất điện năng do điện mặt trời đưa vào vận hành tăng thêm trên lưới truyền tải năm 2019 là 36,765 tr. kWh (tương đương 0,14%); năm 2020 là 86,676 tr. kWh (tương đương 0,28%). 

Theo Phó Tổng Giám đốc EVNNPT Lưu Việt Tiến, thống kê đến thời điểm hiện tại, điện mặt trời trang trại có công suất 8.660MW, điện mặt trời mái nhà 8.295MW và điện gió 552MW, tổng công suất là 17.507MW, chiếm khoảng 25% tổng công suất đặt toàn hệ thống điện. Riêng khu vực do PTC3 quản lý (9 tỉnh từ Bình Định đến Bình Thuận), điện mặt trời và điện gió gần 6.005MW, chiếm khoảng 34% tổng công suất đặt của năng lượng tái tạo (chưa tính điện mặt trời mái nhà). Như vậy, hệ số phát đồng thời cực đại (tỷ lệ công suất max / công suất đặt) khoảng 0,78%.

Từ nay đến cuối năm 2021, dự kiến đóng điện 3.652MW điện gió và 198MW điện mặt trời với tổng công suất khoảng 3.850MW, trong đó, khu vực do PTC3 quản lý chiếm khoảng 44% tổng công suất đặt của điện mặt trời, điện gió (chưa tính ĐMT áp mái). Như vậy đến cuối năm 2021, tổng công suất đặt của điện mặt trời, điện gió thuộc khu vực do PTC3 quản lý là 7.688MW, chiếm 35% tổng công suất đặt của điện mặt trời, điện gió (chưa tính điện mặt trời áp mái).

Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Tình trạng trên cho thấy, lưới điện truyền tải do PTC3 quản lý biến động rất lớn do rất nhiều Nhà máy điện mặt trời, điện gió đấu nối theo nhiều hình thức (đấu trực tiếp vào trạm biến áp, đấu rẽ nhánh trên đường dây, cả lưới 500kV và 220kV). Tính đến nay, đã có 30 Nhà máy điện mặt trời, điện gió đưa vào vận hành và đến hết 2021, sẽ có 40 Nhà máy điện mặt trời, điện gió (chưa kể các Nhà máy điện truyền thống). Như vậy, số khách hàng tăng khoảng 1,5 lần trong vòng 3 năm. Đây thực sự là áp lực rất lớn đối với PTC3 khi mà phát triển lưới điện luôn đi sau phát triển nguồn điện.

Các Nhà máy điện, trong đó, bao gồm cả các Nhà máy điện mặt trời, điện gió đang phải chịu cắt giảm công suất/sản lượng bởi 3 nguyên nhân: Do quá giới hạn truyền tải 500kV dọc trục Bắc – Nam; quá tải lưới 110-220kV nội miền (bổ sung Quy hoạch nguồn nhưng chậm bổ sung Quy hoạch lưới) và thừa nguồn, tần số cao (đầu năm 2020 bùng phát dịch Covid dẫn đến phụ tải giảm so với kế hoạch (sản lượng điện sản xuất chỉ tăng 2,9% trong năm 2020).

Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Về nguyên nhân quá giới hạn truyền tải 500kV dọc trục Bắc-Nam (81 Nhà máy điện thuộc Nam Trung Bộ và Nam Bộ), chủ yếu là cung đoạn 500kV Đà Nẵng/Thạnh Mỹ - Pleiku/Pleiku 2 khoảng 12%; quá tải lưới 110-220kV nội miền khoảng 17%.

Đứng trước tình trạng trên, EVN và EVNNPT đang nỗ lực để hoàn thành đưa vào vận hành đường dây 500kV mạch 3 Dốc Sỏi - Pleiku 2, đường dây 500kV mạch 3 Dốc Sỏi - Quảng Trạch - Vũng Áng cùng các đường dây, như: Nâng khả năng tải đường dây 220kV Tuy Hòa – Quy Nhơn, Pleiku – ĐSK An Khê – Thủy điện An Khê; triển khai xây dựng các đường dây 220kV Tuy Hòa – Phước An, Thiên Tân – Nha Trang, Nhị Hà – Thuận Nam, Krông Buk - Nha Trang mạch 2, xây dựng trạm biến áp 220kV Cam Ranh và đấu nối…Tuy nhiên, tiến độ xây dựng các công trình lưới điện còn phụ thuộc vào sự phối hợp của các địa phương trong việc giải phóng mặt bằng.

Cùng chia sẻ khó khăn

Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Khoan nói đến nghịch lý đang tồn tại ở PTC3 hiện nay là lưới điện truyền tải do PTC3 quản lý luôn vận hành trong tình trạng đầy tải, quá tải, nhưng sản lượng điện thương phẩm lại không đạt kế hoạch giao. Điều này cho thấy, đã xuất hiện bất cập khi sản lượng điện truyền tải kế hoạch giao không được tính khi sản lượng nguồn năng lượng tái tạo phát ngược lên lưới. Khoan nói đến những tác động làm tăng tổn thất điện năng do điện mặt trời đưa vào vận hành. Để giải tỏa công suất năng lượng mặt trời ở khu vực Nam miền Trung và Tây Nguyên, cần sớm đưa vào vận hành máy biến áp AT2 225/115/23kV – 250/250/50MVA để xử lý tình trạng vận hành đầy tải trạm 220kV Phan Rí; đẩy nhanh tiến độ xây dựng và đóng điện đường dây 220kV Nha Trang – Krông Buk mạch 2, Krông Buk – Pleiku 2 mạch 2 để xử lý tình trạng vận hành đầy tải, quá tải các đường dây 220kV khu vực Phú Yên, Khánh Hòa; đóng điện, đưa vào vận hành đường dây 220kV Phù Mỹ - Quảng Ngãi để xử lý tình trạng vận hành đầy tải, quá tải đường dây 220kV khu vực Bình Định, Gia Lai; sớm đầu tư xây dựng, đóng điện các đường dây 220kV mạch kép Đa Nhim - Đức Trọng - Di Linh để xử lý tình trạng vận hành đầy tải, quá tải các đường dây 220kV khu vực Lâm Đồng, Ninh Thuận; đẩy nhanh tiến độ xây dựng và đóng điện đường dây 220kV Nha Trang – Tháp Chàm mạch 2 và công trình treo dây mạch 2 đường dây 220kV Nha Trang – Tháp Chàm mạch 2; nâng công suất các máy biến áp AT1, AT2 trạm 500kV Di Linh từ 2x450MVA lên 2x900MVA; nâng công suất các máy biến áp AT1, AT2 trạm 500kV Đắk Nông từ 2x450MVA lên 2x900MVA; nâng công suất các máy biến áp AT1, AT2 trạm 500kV Pleiku 2 từ 2x450MVA lên 2x900MVA.

Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Bên cạnh đó, các nhà máy điện năng lượng mặt trời cần phải chia sẻ những khó khăn hiện nay với PTC3 trong vận hành lưới điện truyền tải; chia sẻ với EVNNPT và với các Trung tâm Điều độ trong công tác quản lý vận hành, điều hành lưới truyền tải để cùng đạt được mục tiêu giải tỏa công suất nguồn năng lượng tái tạo, vừa đảm bảo lưới điện truyền tải vận hành an toàn, liên tục.

Việc cắt giảm nguồn năng lượng tái tạo để các Trung tâm Điều độ bố trí lịch cắt điện thực hiện công tác bảo dưỡng, sửa chữa lớn, sửa chữa thường xuyên, thí nghiệm định kỳ vào ban ngày, đủ ánh sáng đảm bảo sức khỏe cho người lao động; tăng năng suất lao động; nâng cao chất lượng, hiệu quả công việc đảm bảo lưới điện vận hành an toàn, liên tục, không xảy ra sự cố.

Thanh Mai