Khó giảm tổn thất điện năng trên lưới điện cao áp

Mặc dù trong giai đoạn 5 năm vừa qua (2011-2015), Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) đã đầu tư, xây dựng và hoàn thành đóng điện hàng trăm công trình đường dây và trạm biến áp 220kV-500kV quan trọng, đồng thời, ứng dụng nhiều giải pháp công nghệ kỹ thuật hiện đại trong quản lý, vận hành song, tỷ lệ tổn thất điện năng trên hệ thống truyền tải điện quốc gia vẫn cao hơn kế hoạch đề ra.



Công nhân Công ty Truyền tải  Điện 2 (Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia -EVNNPT) tăng cường ứng trực và kiểm tra kỹ thuật thiết bị trạm biến áp 220kV Huế. Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
 
Nguyên nhân do đâu ? Giải pháp nào giúp hệ thống truyền tải điện quốc gia có thể đưa tỷ lệ tổn thất điện năng đạt mục tiêu 1,8% vào năm 2020?  
 
Giai đoạn 5 năm 2011 - 2015, hệ thống truyền tải điện quốc gia đã có thêm 213 công trình lưới điện 220kV - 500kV hoàn thành, với tổng chiều dài hơn 8.105 km đường dây, tổng dung lượng các máy biến áp đạt 28.426 MVA, tăng gấp hơn 2 lần khối lượng lưới điện do Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) quản lý thời điểm năm 2010 trở về trước (trong đó, số lượng TBA 220-500kV tăng 47%; chiều dài đường dây 220-500kV tăng 57,5% và dung lượng MBA 220-500kV tăng 81%). Điều đáng nói là lưới điện 500kV được phát triển rất mạnh trong giai đoạn này. Ngoài việc đầu tư gần 450km đường dây 500kV mạch 3 Pleiku - Mỹ Phước - Cầu Bông; Nâng dung lượng tụ bù dọc toàn tuyến 500 kV Bắc Nam  lên gấp 2 lần (từ 1000A lên 2000A), EVNNPT đã hoàn thành việc khép kín các mạch vòng 500kV tại 2 khu vực kinh tế trọng điểm miền Bắc và miền Nam (đó là mạch vòng Sơn La - Hòa Bình - Nho Quan - Thường Tín - Quảng Ninh - Hiệp Hòa - Sơn La ở khu vực miền Bắc, mạch vòng Phú Lâm - Cầu Bông - Tân Định - Sông Mây - Phú Mỹ - Nhà Bè - Phú Lâm ở khu vực miền Nam). Đồng thời, hoàn thành liên kết lưới điện miền Tây với miền Đông Nam bộ qua đường dây 500 kV Nhà Bè - Ô Môn và Phú Lâm - Ô Môn. Qua đó, góp phần nâng cao năng lực truyền tải điện từ miền Bắc vào miền Trung, từ miền Trung vào miền Nam, góp phần quan trọng đảm bảo cấp điện cho miền Nam liên tục tăng cao. Suất sự cố cũng được giảm mạnh trong giai đoạn này khi năm sau luôn giảm so với năm trước (trong năm 2015 xảy ra 224 vụ,  giảm được 12 vụ so với năm 2014 (236 vụ), song, tỷ lệ giảm tổn thất điện năng (TTĐN) lại không được như mong muốn. Cụ thể, năm 2015, TTĐN của toàn hệ thống 220-500kV là 2,34%, tuy có thấp hơn 0,15% so với kết quả thực hiện năm 2014 nhưng vẫn cao hơn 0,34% so với kế hoạch EVN giao (2,0%). 6 tháng đầu năm nay, TTĐN của EVNNPT tăng lên 2,36% (tăng 0,11% so với cùng kỳ năm 2015 và vượt 0,26% so với chỉ tiêu kế hoạch EVN giao là 2,1%).
 
Nguyên nhân đầu tiên được ông Lê Việt Hùng - Phó trưởng ban - Ban Kỹ thuật sản xuất, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) chỉ ra, đó là do phương thức vận hành vẫn đang phải truyền tải cao trên lưới điện 500kV Bắc - Trung - Nam để đáp ứng nhu cầu phụ tải miền Nam, đồng thời, khai thác hiệu quả các nguồn thủy điện và nhiệt điện ở miền Bắc có giá thành thấp hơn. "Theo thực tế vận hành, TTĐN lưới điện truyền tải phụ thuộc rất nhiều vào sản lượng truyền tải trên lưới điện 500kV Bắc - Nam. Khi sản lượng truyền tải trên lưới điện 500kV Bắc - Nam tăng, TTĐN trên lưới điện truyền tải sẽ tăng cao. Nhằm đảm bảo hiệu quả tối đa chung toàn hệ thống điện, tối ưu khai thác nguồn điện được ưu tiên hơn mục tiêu giảm TTĐN, EVN đã chấp nhận truyền tải cao trên đường dây 500kV Bắc - Nam để khai thác hiệu quả hệ thống nguồn điện, hạn chế phải huy động các nguồn điện giá thành cao khu vực miền Nam. Khi đó tổn thất lưới truyển tải sẽ cao hơn nhưng hiệu quả kinh tế chung toàn hệ thống điện lớn hơn nhiều"- ông Hùng cho biết.
 
Một nguyên nhân nữa dẫn đến TTĐN cao trên hệ thống truyền tải điện nói chung, lưới truyền tải điện khu vực miền Trung và Tây Nguyên nói riêng trong 7 tháng đầu năm 2016, theo ông Hoàng Xuân Phong - Giám đốc Công ty Truyền tải điện 3 (PTC3) đó là do ảnh hưởng của hiện tượng El Nino, thời tiết nắng nóng, khô hạn ở các tỉnh nam miền Trung và Tây Nguyên dẫn đến các nhà máy thủy điện vừa và nhỏ trong khu vực lưu lượng nước về ít, thiếu nước (như Sông Ba Hạ, An Khê, Sông Giang 2, Sê-rê-pốc 3, 4, 4A, Buôn-Kuốp, Krông H’Năng…) nên sản lượng phát thấp dẫn đến sản lượng truyền tải nhận từ các trạm 500kV Pleiku, 500kV Vĩnh Tân… tăng cao. Việc truyền tải qua các đường dây 220kV như Pleiku-An Khê, An Khê-Quy Nhơn, Pleiku-Krông Buk, Tháp Chàm-Nha Trang, Nha Trang-Tuy Hòa để đáp ứng nhu cầu phụ tải tăng cao của các tỉnh Đắk Lắk, Ninh Thuận, Khánh Hòa, Bình Định… dẫn đến tỷ lệ tổn thất 7 tháng trên lưới 220kV ở khu vực này đã tăng 0,5% so với cùng kỳ (và tăng 0,51% so với kế hoạch được giao). 
 
Ông Hoàng Xuân Phong, cho biết, lưới điện 220kV tổn thất cao hơn là bởi vì lưới 220kV chủ yếu cấp cho các tỉnh trong khu vực. Đặc biệt, khi tổn thất cao là khi nguồn của Nhà máy Nhiệt điện Vĩnh Tân không phát, khi đó lưới 220kV của PTC3 phải vận hành với đường dây rất dài. Lưới của truyền tải hoàn toàn là tổn thất kỹ thuật, không có tổn thất thương mại. Mà tổn thất kỹ thuật thì vận hành càng xa, đường dây càng xa, tiết diện dây càng bé, công suất càng lớn thì tổn thất trên đường dây càng lớn.
 
Đây cũng là khẳng định của GS.VS.TSKH Trần Đình Long - PCT Hội Điện lực Việt Nam. Theo GS Trần Đình Long, mặc dù các nước không phân tách tổn thất cụ thể trên lưới truyền tải và phân phối như ở ta, nhưng theo tính toán thì lượng tổn thất điện năng trên lưới truyền tải điện ở Việt Nam vẫn còn cao so với nhiều nước trên thế giới. "Nguyên nhân cơ bản là do đặc thù của việc bố trí nguồn năng lượng sơ cấp với các trung tâm tiêu thụ điện bắt buộc phải truyền tải một lượng công suất khá lớn đi khoảng cách khá dài nên lượng tổn thất là không thể tránh khỏi. Tổn thất phụ thuộc vào công suất truyền tải thực tế trên lưới điện, có lúc phụ tải rất cao, thậm chí cao hơn dự kiến rất nhiều, và lúc bấy giờ tổn thất tăng là việc đương nhiên. Nếu như việc đầu tư để phát triển lưới điện không đuổi kịp mức tăng trưởng của phụ tải thì ở những giai đoạn ấy tổn thất sẽ tăng"- GS Long phân tích. 
 
Vì vậy, theo GS Trần Đình Long, kế hoạch giảm tổn thất điện năng trên hệ thống lưới truyền tải điện 220kV-500kV trong giai đoạn 2016-2020 xuống 1,8% là hoàn toàn có thể thực hiện được, nếu tuân thủ các điều kiện về đầu tư theo đúng quy hoạch nguồn và lưới đã được thiết kế theo các dự báo đã được tính toán kỹ lưỡng; cộng với các điều kiện khi vận hành hệ thống điện không có đột biến về các sự cố về cả nguồn và lưới. 
 
Cụ thể theo GS Trần Đình Long, cần tăng cường năng lực truyền tải của lưới điện 500kV từ khu vực Bắc Trung bộ vào miền Trung và Tây Nguyên thông qua việc xây dựng thêm các mạch đường dây truyền tải, bởi đây là khu vực còn đang yếu. Làm được điều này cần thời gian và tiềm lực tài chính. Cùng với việc xây dựng lưới truyền tải, việc đảm bảo thực hiện đúng tiến độ các trung tâm điện lực, các dự án nguồn điện tại các khu vực trọng điểm kinh tế để giảm khả năng tải cho các đường dây là yếu tố đặc biệt quan trọng. Đầu tư phải đảm bảo được yếu tố n-1 trên hệ thống lưới truyền tải điện quốc gia.  
 
Đơn cử về tỷ lệ tổn thất trên lưới điện 500kV (đoạn do PTC3 quản lý) trong 7 tháng năm 2016 đã giảm được 0,31% so với cùng kỳ năm 2015 và giảm được 0,22% so với kế hoạch, bên cạnh yếu tố khoảng cách nối lưới gần nguồn (do đặc thù phân bố nguồn thủy điện chủ yếu ở khu vực Tây Nguyên và nhiệt điện đặt tại Vĩnh Tân), là nhờ vào việc hoàn thành, đóng điện, đi vào vận hành đường dây 500kV mạch 3 (Pleiku - Mỹ Phước - Cầu Bông) đã giúp san tải, giảm tải cho các đường dây hiện hữu (cụ thể giảm tải cho 2 đường dây 500kV Pleiku-Đắc Nông và Pleiku - Di Linh).  
 
Ông Lê Việt Hùng - Phó trưởng ban - Ban Kỹ thuật sản xuất, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết, giai đoạn 2016-2020, để đưa tỷ lệ tổn thất trên lưới điện Việt Nam xuống 6,5%, trong đó, TTĐN trên lưới truyền tải 220-500kV còn 1,8%, EVN sẽ tăng cường mạnh hơn cho việc đầu tư lưới điện, nhằm đảm bảo hệ thống truyền tải điện hiện đại, vận hành an toàn, tin cậy và gó

  • 16/09/2016 10:14
  • http://icon.com.vn