Miền Bắc có nguy cơ không còn dự phòng nguồn điện

 

Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công thương) cho biết, trong tháng 7, với kịch bản thời tiết nắng nóng cực đoan kéo dài, trường hợp các nhà máy nhiệt điện than bị sự cố/suy giảm công suất, thì hệ thống miền Bắc có nguy cơ không còn dự phòng công suất.

Báo cáo về tình hình cung ứng điện 6 tháng đầu năm, Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công thương) cho biết, 6 tháng qua, công suất cực đại toàn hệ thống điện liên tiếp thay đổi (ngày 27/4 Pmax đạt 47.670 MW, ngày 19/6 lên 49.533 MW, cách xa Pmax năm 2022 – 45.528 MW) nên việc huy động các nguồn điện cũng khác so với kế hoạch đề ra.

Cụ thể, điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống ước đạt 151,69 tỷ kWh, cao hơn 776 triệu kWh so kế hoạch năm.

Trong đó, huy động các nguồn nhiệt điện than cao hơn 556 triệu kWh so với kế hoạch, đạt tổng sản lượng 86,4 tỷ kWh (chiếm 56,96% tổng sản lượng 6 tháng); nhiệt điện dầu huy động cao hơn 88 triệu kWh; thủy điện cao hơn 658 triệu kWh, tổng sản lượng đạt 28,62 tỷ kWh (chiếm 18,86%)…

Công nhân đang thi công đường dây 500kV mạch 3. Ảnh: EVN.

Các nguồn nhiệt điện khí huy động tương đương so với kế hoạch, đạt 13,08 tỷ kWh; huy động các nguồn năng lượng tái tạo đạt 20,67 tỷ kWh (chiếm khoảng 13,63%), trong đó, nguồn năng lượng gió đạt 6,123 tỷ kWh, điện mặt trời đạt 13,88 tỷ kWh.

Bộ Công thương đánh giá, đến nay, hệ thống điện đáp ứng được nhu cầu phụ tải, tuy nhiên, trong tháng 7, với kịch bản thời tiết nắng nóng cực đoan kéo dài, trường hợp các nhà máy nhiệt điện than bị sự cố/suy giảm công suất, thì hệ thống miền Bắc có nguy cơ không còn dự phòng công suất.

Bộ này tính toán, nếu trường hợp này xảy ra, sẽ quyết liệt triển khai việc điều hành dịch chuyển nhu cầu phụ tải giữa các giờ cao điểm, đồng thời huy động thêm các nguồn phát diesel mượn của khách hàng để đảm bảo cung ứng đủ điện.

Trong giai đoạn tháng 8-12, dự phòng công suất hệ thống điện miền Bắc vẫn còn thấp, các đơn vị phát điện cũng cần tiếp tục thực hiện nghiêm việc đảm bảo duy trì công suất khả dụng và độ sẵn sàng của thiết bị.

Đối với hệ thống điện miền Nam và miền Trung, dù đáp ứng đủ nhu cầu công suất đỉnh trong cả năm 2024. Tuy nhiên, hiện nguồn khí trong nước suy giảm mạnh, các mỏ khí dừng hoạt động để bảo dưỡng, Bộ Công thương lập kế hoạch, huy động các nguồn linh hoạt như chuyển sang chạy bằng nhiên liệu dầu DO, bổ sung khí LNG cho các tổ máy tuabin khí và các tổ máy chạy dầu Cần Thơ, Thủ Đức... để đáp ứng phụ tải đỉnh cũng như đáp ứng phụ tải cao điểm tối khi nguồn điện mặt trời không phát công suất. 

Bên cạnh các kế hoạch trên, Bộ Công thương cũng yêu cầu tăng cường giải pháp về điều chỉnh phụ tải và tiết kiệm điện; các dự án lưới điện giải tỏa nguồn năng lượng tái tạo, thủy điện nhỏ, mua điện Lào…

TheoBaoGiaoThong

Read More

Giá bán điện bao nhiêu nếu điện mặt trời được mua bán không cần qua EVN

 Bộ Công Thương cho biết, về giá mua bán điện, với hình thức mua bán qua đường dây riêng, đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (điện mặt trời) và doanh nghiệp sẽ tự thỏa thuận với nhau. Điện dư thừa có thể đàm phán để bán lại cho EVN.

Bộ Công Thương vừa hoàn thiện dự thảo nghị định của Chính phủ về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện với khách hàng sử dụng điện lớn (DPPA). Ảnh: Văn Phú

Bộ Công Thương vừa trình Chính phủ dự thảo nghị định quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA). Dự thảo lần này có nhiều điểm chi tiết hơn so với những dự thảo trước đó.

Theo đó, dự thảo quy định 2 hình thức mua bán điện DPPA, gồm mua bán điện trực tiếp qua đường dây riêng và qua lưới điện quốc gia.

Với hình thức mua bán điện trực tiếp qua đường dây riêng, đối tượng áp dụng là đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn. Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo là đơn vị điện lực sở hữu nhà máy điện từ năng lượng mặt trời, điện gió, thủy điện nhỏ, sinh khối, địa nhiệt, sóng biển, thủy triều, hải lưu, các dạng năng lượng tái tạo khác và hệ thống điện mặt trời mái nhà.

Như vậy, ở dự thảo này, hệ thống điện mặt trời mái nhà được mua bán điện trực tiếp không qua EVN, tuy nhiên, khác với phạm vi ở dự thảo Nghị định điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu (không mua bán dưới mọi hình thức) là nhà máy phải được cấp giấy phép hoạt động điện lực và tuân thủ quy định của Luật Quy hoạch, Luật Đầu tư…

Về giá mua bán điện, với hình thức mua bán qua đường dây riêng, đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và doanh nghiệp sẽ tự thỏa thuận với nhau. Điện dư thừa có thể đàm phán để bán lại cho EVN.

Riêng trường hợp bán lẻ điện tại khu, cụm công nghiệp do đơn vị điện lực vừa thực hiện chức năng phát điện, vừa bán lẻ điện qua đường dây riêng nhưng có kết hợp mua điện từ hệ thống điện quốc gia (dự phòng khi thiếu điện), thì giá bán lẻ điện sẽ theo quy định do Bộ Công Thương ban hành.

Nhận định về cơ chế DPPA, ông Đào Nhật Đình (Tạp chí Năng lượng Việt Nam) cho biết, kinh nghiệm quốc tế cho thấy, lượng điện năng tiêu thụ của các trung tâm dữ liệu toàn thế giới đạt khoảng 240-340 tỉ kWh (lớn hơn điện năng tiêu thụ của cả nước Việt Nam).

Phần lớn các siêu công ty như Amazon, Google, Apple… sở hữu các trung tâm dữ liệu lớn luôn muốn sử dụng 100% điện từ năng lượng tái tạo, nhằm tạo thương hiệu xanh - thông qua các hợp đồng mua bán điện trực tiếp.

Để làm được như vậy, ông Đào Nhật Đình cho rằng, cần các hợp đồng mua bán điện trực tiếp. Ngoài việc tạo ra màu “xanh” cho người mua, hợp đồng mua bán điện trực tiếp còn làm giảm giá điện dài hạn của bên mua và tạo ra nguồn đầu tư chắc chắn cho bên bán - tức là tạo ra lợi ích kinh tế thuần túy.

Tuy nhiên, hợp đồng mua bán điện trực tiếp phần nào tạo ra áp lực lớn cho lưới điện do buộc phải cân bằng với lượng điện năng lượng tái tạo đang ngày càng tăng. "Vì lẽ đó phải có các chính sách điều độ thích hợp với khả năng chịu tải của lưới điện”, ông nói.

Chi phí truyền tải của Việt Nam hiện tại thấp so với các nước có hệ thống tương đương, do đó, ông Đào Nhật Đình cho rằng, cơ chế DPPA có thể vẫn giúp nhà đầu tư và người mua điện trực tiếp mua được điện giá tốt hơn là mua qua EVN.

"Hiện Việt Nam chưa áp dụng giá điện 2 thành phần, nên việc chuẩn bị và duy trì sẵn sàng công suất cung cấp cho trung tâm dữ liệu có DPPA với một số nhà máy năng lượng tái tạo có thể sẽ tăng chi phí lớn. Thế nên trong thỏa thuận bán dịch vụ, có thể cộng thêm phí công suất, lúc đó giá bán điện trực tiếp có thể cao hơn giá hiện tại", ông nói.

TheoLaodong

Read More

Thâm nhập 'bộ não' điều hành ở Phố Nối

 Trạm biến áp 500kV Phố Nối (Hưng Yên) - điểm cuối cùng của công trình 500kV mạch 3 đã hoàn tất việc lắp đặt, sẵn sàng đón điện từ miền Nam kéo ra. Việc điều tiết cấp phát điện được thực hiện thông qua một trung tâm điều khiển hiện đại đóng tại đây…

Những nội quy đặc biệt

Trạm biến áp 500kV Phố Nối nằm biệt lập giữa cánh đồng lúa. Chúng tôi đến khi cơn mưa rào nặng hạt ập đến bất chợt. Dưới đường điện cao thế những tưởng yên tĩnh, nhưng càng tiến đến gần đường điện, tiếng kêu ro ro phát ra càng rõ. “Tiếng kêu này xảy ra do sự phóng năng lượng từ dây dẫn khi cường độ điện trường trên bề mặt dây dẫn lớn hơn cường độ bẻ vỡ không khí xung quanh nó. Điều này tạo ra ảnh hưởng của điện áp cao lên không khí xung quanh đường dây điện cao thế. Nó diễn ra phổ biến trong thời tiết ẩm ướt”, vị chỉ huy công trường dẫn chúng tôi vào trạm biến áp lý giải.

Kiểm tra thiết bị trong Trạm biến áp Phố Nối.

Trạm trưởng Trạm biến áp Phố Nối Phạm Văn Cường đưa chúng tôi vào phòng điều khiển. Điều đầu tiên chúng tôi được hướng dẫn khi vào khu vực trạm biến áp chính là độ an toàn. Ở đây có bảng quy định thời gian làm việc cho phép trong một ngày đêm, phụ thuộc vào cường độ điện trường. Để nắm bắt sự biến động của cường độ điện trường, các kỹ sư sẽ phải liên tục theo dõi thông số của máy đo được đặt ngay trong phòng. “Nếu cường độ điện trường dưới 5kV/m thì sẽ không hạn chế thời gian làm việc, nếu ở mức từ 20-25kV/m thì thời gian làm việc tối đa chỉ 10 phút và phải trang bị đồ bảo hộ, quần áo từ trường. Và nếu cường độ điện trường trên 25kV/m thì thời gian làm việc là bằng 0”, anh Cường cho hay.

“Tất cả các khâu chúng tôi đều phải đảm bảo an toàn tuyệt đối. Ngoài các công việc phải kiểm tra thường xuyên, phòng điều khiển luôn phải có người trực. Khi có sự cố, các thiết bị bảo vệ sẽ tự động cắt các điểm sự cố, sau đó sẽ hiển thị trên màn hình tại trạm. Bên trạm sẽ ghi nhận, tổng hợp, đánh giá thời tiết,... để báo cáo lên cấp trên”.

Anh Lê Văn Hưng, Phó Trạm trưởng Trạm biến áp Phố Nối

Xung quanh phòng điều khiển là hệ thống các sơ đồ nối điện chính của trạm biến áp 500kV Phố Nối. Ở giữa có 3 người ngồi trực trước hệ thống màn hình máy tính. Hệ thống máy tính này có nhiệm vụ điều khiển các thiết bị đóng, cắt điện trong trạm biến áp. Cấp điều độ điện quốc gia cũng có thể tham gia điều khiển hệ thống này và mọi trạng thái thông tin của trạm cũng sẽ được kiểm soát.

Mở sơ đồ trung chuyển điện của trạm biến áp trên màn hình máy tính, Phó Trạm trưởng phụ trách kĩ thuật Trạm biến áp Phố Nối Lê Văn Hưng giới thiệu: “Tại đây có thể nhìn các thông số về dòng điện, điện áp, công suất tải của từng đường dây. Đường hiển thị màu xanh lá cây trên màn hình là nguồn điện 500kV, màu đỏ là 220kV và xanh dương là 110kV. Khi công suất âm là trạm đang nhận điện 500kV từ nhà máy nhiệt điện Quảng Ninh, Thăng Long về. Sau đó, một phần điện chúng tôi sẽ đẩy xuống trạm biến áp ở Thường Tín, Hà Nội; phần còn lại sẽ đẩy sang trạm biến áp AT1, AT2 để giảm xuống 220kV. Đường màu đỏ này là sơ đồ hệ thống trạm biến áp 220kV và được cấp qua biến áp AT3 xuống 110kV nữa. Trạm 110kV sẽ cấp đi điện lực các tỉnh. Tới đây, cùng với dự án 500kV mạch 3, hệ thống lưới điện 500kV, 220kV, 110kV sẽ được nối một mạch vòng khép kín. Về đường dây 500kV, mạch 1 đưa điện từ Bắc vào Nam; mạch 2 đưa điện từ Nam ra miền Trung, còn mạch 3 đưa tiếp điện từ miền Trung ra miền Bắc. Miền Bắc dùng nhiều thì miền Nam đẩy ra, miền Nam dùng nhiều thì miền Bắc đẩy vào, hệ thống sẽ tự động điều chỉnh tần số theo hệ tải”.

Bên trong phòng điều khiển Trạm biến áp Phố Nối.

Nói tiếp về việc điều tiết điện, Trạm trưởng Phạm Văn Cường cho biết, có hai cấp điều độ. Cấp điện áp 500kV là do Trung tâm điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0) điều khiển; cấp điện áp 220kV và 110kV là quyền điều khiển của Trung tâm điều độ hệ thống điện miền (A1). Việc thay đổi kết dây, đảo chiều do nhà máy điện thực hiện. Nhà máy nào phát, tăng, giảm điện sẽ do Trung tâm điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0) chỉ đạo. Vừa nói, anh Cường chỉ tay lên bàn trực về phía các điện thoại để bàn, được đánh số A0, A1 vừa cho biết, đó là đường dây để trao đổi từ Trung tâm cấp trên xuống trạm biến áp. Nhiệm vụ của trạm là điều khiển khi có lệnh. Khi muốn sửa chữa một thiết bị thì phải xin lệnh điều khiển từ A0, A1 để tách ra và xử lý.

Phó trưởng Trạm biến áp Phố Nối Lê Văn Hưng chỉ dẫn sơ đồ trung chuyển điện.

Anh Cường dẫn giải: “Giống như khi ráp nối đường dây 500kV mạch 3 chẳng hạn. Theo quy trình, A0 đưa ra phương thức đóng điện bằng phiếu thao tác. Xuống trạm chỉ thực hiện theo phiếu mà trung tâm đã lập kế hoạch từ trước đó. Kế hoạch đó sẽ có phương thức đóng điện, lấy điện từ đâu. Hiện các thiết bị trong trạm đã sẵn sàng chờ ráp nối đường dây 500kV mạch 3 để hoàn thiện mạng lưới”.

Đảm bảo an toàn tuyệt đối

Để hoàn thành công đoạn này, công tác chuẩn bị cũng được thực hiện rất cẩn trọng. “Toàn bộ thiết bị đều đã được kiểm tra, nghiệm thu. Sau khi lắp đặt, chúng tôi phải thí nghiệm xem các thiết bị đã đảm bảo vận hành, thời gian đóng cắt… trong giới hạn cho phép chưa mới tiến hành đóng điện”, anh Lê Văn Hưng, Phó Trạm trưởng Trạm biến áp Phố Nối nói.

Anh Hưng cho biết thêm, việc nghiệm thu phải lập hội đồng họp để xem xét toàn bộ thiết bị, quy trình theo tiêu chuẩn quy định. Biên bản được lập gửi lên cấp điều độ, khi có lệnh mới được cấp phiếu thao tác. Phiếu này được fax xuống trạm mới thực hiện mệnh lệnh.

Trong phòng điều khiển ngoài lãnh đạo trạm còn có 15 thành viên thực hiện 3 ca, 5 kíp trực. Mỗi kíp trực có 3 thành viên gồm trực chính và 2 trực phụ. Trước khi giao, nhận ca, những kỹ sư, công nhân tại đây sẽ phải đối chiếu lại tình trạng công việc của ca trước, sơ đồ kết dây như thế nào, có gì bất thường, có đội công tác sửa chữa nào không rồi mới bàn giao ca.

Dưới tấm kính của mặt bàn điều khiển có tấm giấy thể hiện các công việc được phân chia cụ thể theo ngày, tuần, tháng, quý, 6 tháng và năm. Dựa vào đó, các thành viên có thể nhìn vào lịch và làm những công việc cụ thể. Từ những công việc yêu cầu phải làm hàng ngày như kiểm tra thiết bị quét mã QR, tình trạng làm việc, áp, dòng của công tơ, vận hành kênh truyền rơ le bảo vệ… đến các hệ thống chống sét van, bơm cứu hỏa, đồng bộ rơ le và nhiều các việc liên quan đến các thiết bị khác, dù là nhỏ nhất.

Tạnh mưa, anh Hưng đưa chúng tôi đi tham quan một vòng trạm. Phó Trạm trưởng trấn an chúng tôi về độ an toàn và tiết lộ trên các cột, thiết bị đều được lắp đặt hệ thống chống sét. “Trên là hệ thống chống sét, bên dưới sẽ có hệ thống tiếp địa, đảm bảo an toàn cho hệ thống. Sự cố trong trạm gần như tuyệt đối không được xảy ra”, anh Hưng chia sẻ.

(Còn nữa)TheoTienPhong

Read More

Trang trại điện gió ngoài khơi lớn nhất thế giới nâng công suất

 rang trại điện gió Dogger Bank sẽ cung cấp điện cho 6 triệu hộ gia đình và tăng thêm công suất trước khi hoàn thành.

Trang trại điện gió ngoài khơi Dogger Bank đang được xây dựng trên Biển Bắc. Ảnh: SSE

Dogger Bank, trang trại điện gió ngoài khơi lớn nhất thế giới với công suất 3,6 GW, sẽ mở rộng quy mô sau khi hai nhà thầu SSE và Equinor nộp báo cáo về phạm vi cho giai đoạn D của dự án. Động thái mới nhất sẽ tăng công suất dự án thêm 2 GW, Interesting Engineering hôm 28/6 đưa tin.

Trong tình hình các nước trên khắp thế giới tìm kiếm giải pháp sạch hơn để đáp ứng nhu cầu năng lượng, các nguồn điện tái tạo như điện gió và điện mặt trời đang được triển khai rộng rãi. Đối với Anh, nước có diện tích đất và lượng ánh sáng Mặt Trời hạn chế, những dự án điện gió ngoài khơi dễ phát triển hơn, cho phép tận dụng nguồn gió mạnh trên Biển Bắc. Dù dự án trang trại điện gió Dogger Bank vẫn đang xây dựng trong 3 giai đoạn, các nhà thầu đang xin cấp phép cho giai đoạn 4 nhằm tăng công suất sản xuất điện.

Nằm cách vùng ven biển Yorkshire 200 km, dự án Dogger Bank là một cụm trang trại điện gió ngoài khơi ở Biển Bắc. Mỗi giai đoạn của dự án có công suất 1,2 GW, sử dụng loạt turbine gió Halide của GE, có công suất tối đa 14,7 MW. Tổng cộng 277 turbine sẽ được lắp đặt trong 3 giai đoạn đầu của dự án, cung cấp tổng công suất 3,6 GW. Khi hoạt động hết công suất, dự án có thể đáp ứng nhu cầu điện của 6 triệu hộ gia đình ở Anh.

Dự án bắt đầu sản xuất điện lần đầu tiên vào tháng 10 năm ngoái. Tuy nhiên, khung thời gian để hoàn thành 3 giai đoạn đầu kéo dài sang năm 2025. Trong khi hoạt động xây dựng ở các giai đoạn trước của dự án Dogger Bank vẫn tiếp diễn, nhà thầu SSE Renewables và Equinor đã bắt tay vào chuẩn bị cho giai đoạn D. Trong giai đoạn này, xây dựng turbine gió sẽ khiến dự án Dogger Bank mở rộng thêm cách vùng ven biển 210 km. Theo kế hoạch, Dogger Bank sẽ kết nối với trạm biến áp Birkhill Wood ở East Riding, Yorkshire.

Các nhà thầu đang xin cấp phép xây dựng từ The Crown Estate, cơ quan quản lý đáy biển Anh, Wales, và Bắc Ireland. Nếu được cấp phép, giai đoạn D sẽ có công suất 2 GW khi hoàn thành, tăng đáng kể công suất cho trang trại điện gió.

An Khang (Theo Interesting Engineering)

Read More

Mua điện mặt trời qua pin lưu trữ: Giải pháp phù hợp

 Lắp điện mặt trời (ĐMT) kết hợp với hệ thống pin lưu trữ điện sẽ tránh lãng phí nguồn điện dư thừa lúc cao điểm nắng nóng. Theo các chuyên gia năng lượng, nếu có chính sách rõ ràng, mua ĐMT được lưu trữ bằng pin với giá cụ thể, chắc chắn cục diện bức tranh về đầu tư và sử dụng năng lượng tái tạo của Việt Nam sẽ thay đổi theo chiều hướng tích cực.

Ngành điện lực tỉnh Long An thi công lắp đặt một công trình điện mặt trời mái nhà. Nguồn: EVN

Lắp pin lưu trữ, được mua điện giá tốt

Mới đây, Văn phòng Chính phủ thông báo Kết luận của Phó Thủ tướng Trần Hồng Hà về việc xây dựng, ban hành Nghị định quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn và Nghị định quy định cơ chế, chính sách khuyến khích phát triển ĐMT mái nhà tự sản, tự tiêu. Trong đó, đối với dự thảo Nghị định quy định cơ chế, chính sách khuyến khích phát triển ĐMT mái nhà tự sản, tự tiêu, Phó Thủ tướng yêu cầu làm rõ về khái niệm tự sản, tự tiêu theo hướng sản xuất ra cơ bản để dùng, đối với lượng điện dư thừa nếu có lắp đặt pin lưu trữ, tích điện thì Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) sẽ nghiên cứu đề xuất mua điện với giá hợp lý, đặc biệt là giá mua điện vào giờ cao điểm.

Trường hợp không có pin lưu trữ điện, EVN sẽ mua với giá thấp nhất trên thị trường điện mà EVN mua của các hộ bán điện khác. Lượng điện dư thừa mà EVN mua lại thì có thể xem xét được bù trừ khi người dân mua điện của EVN. Bên cạnh đó, phải nghiên cứu, tính toán giá điện 2 thành phần: giá điện khi không có mặt trời, vào giờ cao điểm thì phải khác giá điện vào thời điểm có nắng to; hay mức giá đối với trường hợp có thiết bị, pin lưu trữ khác với trường hợp không có lưu trữ điện năng để đảm bảo công bằng cũng như khuyến khích đầu tư năng lượng tái tạo...

Phó Thủ tướng cũng yêu cầu nghiên cứu các chính sách hỗ trợ đối với những đối tượng đầu tư ĐMT mái nhà để sử dụng, trong đó có lắp đặt thiết bị lưu trữ điện năng thì cần có phương án hỗ trợ về giá, thuế, lãi suất, chi phí lắp đặt… Bộ Công thương và EVN được giao tổng hợp, thống kê, kiểm soát tình hình phát triển ĐMT mái nhà tự sản, tự tiêu theo kế hoạch thực hiện quy hoạch phát triển điện lực quốc gia đã được phê duyệt; đánh giá việc các nguồn ĐMT mái nhà tự sản, tự tiêu trong trường hợp phát sản lượng điện dư vào hệ thống điện quốc gia để bảo đảm vận hành an toàn hệ thống điện.

Lợi ích hài hòa cho các bên

Theo chuyên gia năng lượng Ngô Đức Lâm, nguyên Phó Viện trưởng Viện Năng lượng, trước đây, Bộ Công thương luôn bảo lưu quan điểm ĐMT mái nhà tự sản, tự tiêu không được bán, hoặc bán với giá 0 đồng. Nay có chủ trương dùng pin lưu trữ sẽ giúp tăng cường tính linh hoạt của lưới điện. Trong bối cảnh khi thiếu điện, EVN phải mua điện từ nước ngoài, đầu tư lưới để đưa điện về, hay huy động nguồn điện chạy bằng dầu…, đều có giá thành rất cao. Do đó, việc người dân đầu tư pin lưu trữ, bán cho EVN vẫn tốt hơn. Phương thức này bảo đảm lợi ích hài hòa cho Bộ Công thương, EVN và người đầu tư ĐMT mái nhà.

Một hệ thống điện mặt trời mái nhà được doanh nghiệp lắp đặt tại huyện Bình Chánh (TPHCM). Ảnh: ĐỨC TRUNG

Trong khi đó, ông Phạm Phước Bình, Giám đốc Công ty CP Bincon, cho biết, việc lắp ĐMT kết hợp với pin lưu trữ là một chính sách hay. Năng lượng ĐMT mang tính bất ổn định, khó điều tiết do dòng điện trồi sụt thất thường, vì vậy việc lắp đặt pin và lưu trữ điện sẽ giảm gánh nặng cho EVN trong điều tiết hệ thống điện. Tuy nhiên, chi phí cho việc đầu tư lắp đặt pin cũng là một vấn đề mà các doanh nghiệp cần tính toán kỹ càng. Ngoài ra, khi thực hiện chính sách cũng cần lưu ý về các vấn đề kỹ thuật, nên kết nối và theo dõi thường xuyên với điện lực qua hệ thống internet để đảm bảo hệ thống pin hoạt động đúng công suất. Như vậy, việc khuyến khích người dân và doanh nghiệp đầu tư pin mới có hiệu quả. Song song đó, vấn đề bảo đảm an toàn phòng cháy chữa cháy cũng cần lưu tâm khi lắp đặt hệ thống ĐMT có chức năng trữ điện.

Một chủ doanh nghiệp đầu tư ĐMT mái nhà tại TPHCM chia sẻ, xu hướng ĐMT có lưu trữ đang được nhiều người quan tâm, đặc biệt trong mùa nắng nóng. Đầu tư ĐMT mái nhà rồi có pin lưu trữ để dùng đã là tốt; nếu lưu trữ còn bán được thì sẽ khiến nhà đầu tư an tâm hơn. Doanh nghiệp mong muốn cơ quan quản lý có quyết sách sớm để nhà đầu tư pin lưu trữ, pin mặt trời, người lắp ĐMT mái nhà… yên tâm triển khai, mở ra “chương mới” cho năng lượng xanh.

Chuyên gia năng lượng Lã Hồng Kỳ phân tích, hiện chưa có bộ tiêu chuẩn kỹ thuật áp dụng cho các thành phần như tấm pin, thiết bị lưu trữ, ắc quy. Điều này dẫn đến chất lượng các hệ thống chưa được kiểm soát chặt, tiềm ẩn nguy cơ về an toàn, phòng cháy chữa cháy, ổn định chất lượng điện năng. Việc đấu nối lưới để mua bán có thể gây mất an toàn cho lưới, do đó cơ quan quản lý cần có quy định cụ thể về thiết bị, phòng cháy chữa cháy, quy trình nghiệm thu, kiểm tra bảo dưỡng, thử nghiệm định kỳ.

Theosggp.org- ĐỨC TRUNG - HẢI NGỌC

Read More

Điện mặt trời liệu có "bùng nổ" nếu được mua bán trực tiếp, không qua EVN

 Sau khi Báo Lao Động đăng tải bài viết: “Không để trục lợi khi điện mặt trời được mua bán trực tiếp, không qua EVN” vào ngày 25.6, nhiều bạn đọc đã gửi ý kiến đến Báo Lao Động. Chúng tôi xin trích đăng ý kiến của bạn đọc Nguyễn Đỗ Nam - kỹ sư tư vấn lắp đặt điện mặt trời mái nhà gửi tới tòa soạn.

Bộ Công Thương vừa hoàn thiện dự thảo nghị định của Chính phủ về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện với khách hàng sử dụng điện lớn (DPPA), trong đó cho phép các nhà máy điện gió, điện mặt trời được phép bán trực tiếp cho khách hàng thông qua đường dây riêng (hình thức 1) hoặc mua bán điện qua lưới điện quốc gia (hình thức 2).

Để ngăn trục lợi khi điện mặt trời được mua bán trực tiếp, không qua EVN, tôi cho rằng, giải pháp tối ưu là cần tính toán cơ chế giá mua bán điện từ hệ thống lưu trữ. Việc này là cần thiết vì các lợi ích sau:

Thứ nhất sẽ đảm bảo được tính ổn định của hệ thống điện Quốc gia, do dung lượng pin lưu trữ là nguồn điện linh động tốt nhất để bù vào phần công suất thiếu hụt của hệ thống điện lúc gió giảm (đối với điện gió), lúc mây, mưa, giông bão và vào ban đêm (đối với hệ thống điện mặt trời).

Thứ hai sẽ góp phần giảm bớt đầu tư nguồn điện linh hoạt bằng vốn ngân sách. Bởi theo Quy hoạch Điện VIII được ban hành hồi tháng 5.2023, định hướng cơ cấu nguồn điện đến năm 2030 đối với pin lưu trữ là 300 MW (chiếm 0,2% tổng cơ cấu nguồn điện); nguồn điện linh hoạt khác 300 MW (chiếm 0,2% tổng cơ cấu nguồn điện), nguồn điện linh hoạt bao gồm nhiệt điện khí, thủy điện tích năng, điện nguyên tử.

Thứ ba sẽ khuyến khích và huy động được các nguồn vốn ngoài ngân sách Nhà nước như các hộ dân, nhà máy, xí nghiệp, đặc biệt là các văn phòng công sở và văn phòng doanh nghiệp do chỉ tính riêng điện năng dư cho các ngày nghỉ lễ, Tết, thứ 7, Chủ nhật trong năm đã chiếm đến 32% nhu cầu sử dụng điện.

Bộ Công Thương vừa hoàn thiện dự thảo nghị định của Chính phủ về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện với khách hàng sử dụng điện lớn (DPPA). Ảnh: Văn Phú

Với cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), tôi cho rằng, Chính Phủ nên thận trọng vì các lý do sau: Thứ nhất, cơ chế DPPA với các hình thức mua bán trực tiếp theo kết nối vật lý, hay kết nối qua lưới điện quốc gia đều cần có các nguồn linh động.

Với hình thức 1: Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn qua đường dây kết nối riêng, thì đơn vị phát điện năng lượng tái tạo sẽ xử lý các nguồn điện linh động bằng cách mua điện trực tiếp (giá cao hơn giá bán cho EVN) từ các nhà máy thủy điện, nhiệt điện, nhiệt điện khí. Các nhà máy này đều đang kết nối và bán điện cho EVN. Như vậy, gánh nặng điều độ hệ thống điện EVN vẫn không thay đổi.

Bên cạnh đó còn xảy ra nguy cơ phát triển "nóng" nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) "nóng" hơn thời kỳ Quy hoạch điện VII và Quy hoạch Điện VII điều chỉnh.

Trường hợp đơn vị phát điện năng lượng tái tạo tự đầu tư các nguồn điện linh động, tôi cho rằng, vấn đề này không khả thi trong thời gian từ 5 đến 7 năm tới vì vốn đầu tư quá lớn, lưới điện của hệ thống chưa đủ lớn, hơn nữa hiệu quả đầu tư không có.

Với hình thức 2: Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn kết nối qua lưới điện quốc gia, tôi cho rằng, đơn vị phát điện năng lượng tái tạo sẽ xử lý các nguồn điện linh động bằng cách mua điện từ hệ thống điện của EVN. Điều này sẽ tạo gánh nặng cho hệ thống điện với toàn bộ nguồn năng lượng tái tạo phát triển "nóng".

Tóm lại, cơ chế DPPA với hình thức 1 hay hình thức 2 thì gánh nặng về điều độ và ổn định hệ thống trong thời gian từ 5 đến 7 năm nữa vẫn trên vai của EVN.

Tôi cho rằng, Bộ Công Thương - cơ quan tham mưu của Chính phủ phải hết sức thận trọng và tính toán kỹ lưỡng với hình thức DPPA, tránh tình trạng phát triển “nóng” năng lượng tái tạo (điện mặt trời), gây hệ lụy nghiêm trọng như giai đoạn bùng nổ trước đây (2019 – 2020).

TheoLaodong.vn

Read More

Xung kích cho Đường dây 500 kV mạch 3: Nhìn từ những người ở lại

Hàng trăm cán bộ công nhân của Công ty Truyền tải điện 3 (PTC3) từ 9 tỉnh Nam miền Trung - Tây Nguyên đã tự nguyện đăng ký tham gia tăng cường, hỗ trợ cho việc xây dựng Đường dây 500 kV mạch 3 Quảng Trạch - Phố Nối nhằm đẩy nhanh tiến độ dự án này. Sự vất vả của những người xung phong đã được nhiều bài báo ghi nhận, song còn những “người lính” ở lại, họ cũng đang phải nỗ lực từng ngày để đảm bảo công việc quản lý vận hành đường dây hiện hữu, với nguồn nhân lực đã giảm một nửa.

• độ thi công đường dây 500 kV mạch 3

Công trường Dự án Trạm biến áp 500 kV Thanh Hóa tại xã Thiệu Phúc, huyện Thiệu Hóa, tỉnh Thanh Hóa. Ảnh: Dương Giang/TTXVN

Tại tỉnh Gia Lai, truyền tải điện tại đây đang quản lý vận hành hơn 369 km đường dây 500 kV, hơn 447 km đường dây 220 kV, một phần lực lượng công nhân quản lý vận hành đương dây được tăng cường hỗ trợ thi công mạch 3.

Khối lượng công việc vẫn thế, song nhân lực giảm, những người công nhân tại đây vẫn đang nỗ lực từng ngày để gánh vác phần việc để lại của những người xung phong ra “tiền tuyến” 500 kV mạch 3.

Theo chân công nhân Phạm Quang Thảnh, thuộc Đội truyền tải điện Biển Hồ, Truyền tải điện Gia Lai - Công ty Truyền tải điện 3 (PTC3), phóng viên có dịp ghi nhận phần nào công việc của những “chiến sĩ áo cam” những người ở lại đảm bảo an toàn, ổn định lưới điện cao áp dọc tuyến Nam miền Trung - Tây Nguyên.

Khác với trước đây, từ giữa tháng 5, toàn đội của anh Thảnh phải thức dậy từ 5h sáng để bắt đầu công việc ngày mới, thực hiện kiểm tra và xử lý các vị trí có nguy cơ xảy ra sự cố trên tuyến. Có những vị trí, phải làm đến xẩm tối mới có thể hoàn thành.

Anh Phạm Quang Thảnh cho hay, một phần anh em trong đội đã tăng cường ra khu vực phía Bắc và miền Trung, nên các anh em công nhân ở nhà phải đảm bảo phần việc gấp đôi. Trước đây, mỗi cung đoạn sẽ mất 1 buổi hoặc hơn 1 buổi để hoàn thành, thì nay anh em công nhân phải nỗ lực hơn, tăng thời gian làm việc và làm thêm cả ngày thứ 7 đề hoàn thành.

“Toàn đội truyền tải trước đây mất 10 ngày để đi kiểm tra các vị trí, còn lại 15-20 ngày sẽ cho anh em đi xử lý bất thường. Nhưng từ giữa tháng 5 đến nay, chúng tôi phải tăng cường thêm thời gian để việc kiểm tra hoàn tất trong vòng 13-15 ngày, thời gian còn lại sẽ xử lý những vị trí có nguy cơ xảy ra sự cố, đặc biệt lên kế hoạch ưu tiên cho các vị trí nguy cơ cao”, anh Thảnh nói.

Chỉ với 2 công nhân, nhưng nhóm của anh Thảnh phải đảm đương công việc của 4 người. Chính vì thế, để hoàn thành việc kiểm tra và xử lý nguy cơ sự cố trên tuyến đường dây, họ phải tăng cường thêm thời gian sử dụng thiết bị bay không người lái, tăng giờ làm việc.

Trong giờ nghỉ trưa, chia sẻ với phóng viên, anh Thảnh cho hay: “Bản thân anh em công nhân ở lại địa phương đều hiểu và cố gắng chia sẻ, động viên nhau để luôn là hậu phương vững chắc, đảm bảo công tác quản lý vận hành lưới điện, đảm bảo cung ứng điện mùa khô để cùng đồng đội ở tiền phương, đi tăng cường cho dự án 500  kV mạch 3, hoàn thành nhiệm vụ chính trị được giao. Ngoài ra, phía công đoàn và lãnh đạo công ty cũng rất quan tâm đến đời sống, công việc của những công nhân ở lại. Đây cũng là nguồn động viên để chúng tôi nỗ lực hơn mỗi ngày, góp phần đảm bảo dòng điện được thông suốt”.  

Quản lý đội Truyền tải điện Biển Hồ, ông Đỗ Trường Sơn cho biết, những anh em đi tăng cường cho tuyến đường dây 500 kV mạch 3 vất vả 10 phần, thì những anh em ở lại, chịu trách nhiệm đảm bảo quản lý vận hành lưới điện cũng vất vả 7-8 phần. Bởi lẽ hiện lực lượng lao động giảm đi nhiều, nhưng khối lượng công việc vẫn thế, thậm chí tăng thêm, bởi đây đang là mùa cao điểm phát điện của các dự án năng lượng tái tạo như mặt trời, điện gió trên địa bàn, cùng đó, người dân thu hoạch, chuyển đổi cây trồng và nguy cơ mất an toàn hành lang lưới điện tăng cao.

“Chúng tôi động viên anh em công nhân tăng ca, tăng giờ làm, làm thêm thứ 7 để hoàn thành khối lượng công việc. Ngoài ra, đơn vị cũng bố trí, ưu tiên xử lý ngay ở những vị trí có nguy cơ cao theo thứ tự”, ông Sơn cho biết.

Ngay từ đầu năm, Truyền tải điện Biển Hồ đã lên phương án cho những sự cố điển hình, cần vật tư, thiết bị gì, các đơn vị còn hay thiếu ra sao, từ đó các đội truyền tải điện cùng khu vực sẽ trao đổi vật tư, thiết bị đang còn, dụng cụ cần để xử lý và có đề xuất phương án nhanh nhất.

Đồng thời, Truyền tải điện Biển Hồ đã tăng cường áp dụng công nghệ, kiểm tra soi phát nhiệt, kiểm tra bằng thiết bị bay, dùng các máy phát cỏ hỗ trợ ở những vị trí thuận lợi để tăng tốc độ xử lý vi phạm an toàn hành lang tuyến.

“Công việc có vất vả hơn, nhưng chúng tôi cũng nhận được sự quan tâm, động viên rất lớn từ phía lãnh đạo công ty, công đoàn các cấp, tạo sự động viên, khích lệ anh em công nhân. Ngoài ra, bản thân mỗi công nhân trong đội cũng đều nhìn nhận, bản thân phải nỗ lực hơn để gánh vác phần việc của những người xung phong tuyến đầu, bởi tuy có tăng ca kíp thì cũng không thể bằng sự vất vả của những người đi tăng cường mạch 3. Đội chúng tôi cố gắng làm sao để những công nhân ở nhà, xứng đáng là “hậu phương” gánh vác toàn bộ và hoàn thành tốt việc quản lý vận hành đường dây trên địa bàn”, ông Đỗ Trường Sơn nói.  

Không chỉ truyền tải điện Gia Lai, mà Truyền tải điện Bình Thuận cũng là một trong nhiều đơn vị của PTC3 cử cán bộ đi tăng cường cho Đường dây 500 kV mạch 3 với 78 công nhân. Thời điểm này, những công nhân Truyền tải điện Bình Thuận ở lại “canh gác” đường dây cao áp trên địa bàn đang phải nỗ lực gấp đôi để hoàn thành công việc quản lý vận hành với hơn 320 km đường dây 500 kV, gần 300 km đường dây 220 kV.

Bản thân anh em công nhân, toàn bộ các đội truyền tải điện đều tăng ca, tăng thời gian làm việc. Hiện tại các đội truyền tải đều làm muộn giờ hơn, đánh giá việc nào cần kíp, sẽ làm trước tiên, bởi việc sửa chữa, bảo dưỡng để đảm bảo an toàn vận hành là việc bắt buộc phải đảm bảo, nên mỗi công nhân đều đang rất nỗ lực gánh vác.

“Về kiểm tra định kỳ thì chúng tôi tăng cường bay flycam để tiết kiệm bớt thời gian. Như xưa thì bay 3 khoảng trụ, thì nay tăng thời gian bay lên 5-6 khoảng trụ, để tối ưu hơn thời gian anh em đi tuyến”. Ông Minh, Giám đốc Truyền tải điện Bình Thuận chia sẻ thêm và cho hay, để hoàn thành được khối lượng công việc khổng lồ hiện nay, toàn bộ các đội truyền tải trước khi đi tăng cường, đều đã xử lý sớm các công việc dọc tuyến có thể vi phạm an toàn như phát quang cây cối, kè móng, sửa chữa sớm các điểm xung yếu…

Có thể nói, những người công nhân truyền tải điện thuộc PTC3 đang nỗ lực thực hiện nhiệm vụ kép: vừa tăng cường nhân lực hỗ trợ thi công dựng cột, kéo dây dự án đường dây 500kV mạch 3 từ Quảng Trạch - Phố Nối và vừa đảm bảo vận hành an toàn hệ thống lưới điện truyền tải, cung cấp điện ổn định, đảm bảo cung ứng điện các tháng cao điểm mùa khô.

Theo ông Huỳnh Quang Thịnh, Trưởng phòng Kỹ thuật PTC3, để làm được điều này, đòi hỏi PTC3 phải có những phương án bố trí sắp xếp nhân sự hợp lý cho từng địa bàn cụ thể, đồng thời tăng cường kiểm tra quản lý kỹ thuật, quản lý vận hành, kết hợp triển khai các giải pháp kỹ thuật phù hợp đối với từng tuyến đường dây và trạm biến áp.

Cụ thể, ông Thịnh cho biết, đơn vị đã tổ chức kiểm tra hiện trường lưới điện đặc biệt là lưới điện 500 kV trên địa bàn các tỉnh khu vực Tây Nguyên (Gia Lai, Đắk Lắk, Đắk Nông, Lâm Đồng), công tác kiểm tra tập trung về: kiểm soát hành lang lưới điện và thực hiện các giải pháp ngăn ngừa sự cố đặc biệt là sự cố do sét; Đo kiểm tra trị số tiếp địa định kỳ, đột xuất, xử lý các tồn tại, khiếm khuyết thiết bị; Công tác kiểm tra, theo dõi, lập, duyệt phương án sữa chữa hệ thống tiếp địa; Công tác quản lý hành lang lưới điện…

Trọng tâm kiểm tra các vị trí xung yếu trên các tuyến đường dây 500 kV trục Bắc – Nam và các đường dây đấu nối các nhà máy điện như: đường dây 500 kV Pleiku 2- Xuân Thiện - Chơn Thành; đường dây 500 kV Pleiku - Ea Nam - Di Linh - Tân Định; các đường dây 220 kV  Pleiku 2 - Sê san 4, Sê San 4 - Sê San 4A, Pleiku  - Sê san 3, Buôn Kuôp - Buôn Tua Srah… nhằm chuẩn bị sẵn sàng khi thời tiết Tây Nguyên bước vào thời điểm giao mùa, thường xuyên xảy ra giông sét đầu mùa mưa.

Theo số liệu từ Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia lần đầu tiên trong lịch sử, tiêu thụ điện toàn quốc trong ngày vượt 1 tỷ kWh, và dự kiến tăng trong thời gian tới. Do đó, việc đảm bảo cung ứng điện trong các tháng mùa khô năm 2024 của PTC3, đặc biệt trong thời gian tăng cường nhân lực thi công đường dây 500 kV mạch 3 Quảng Trạch - Phố Nối, là nhiệm vụ cực kỳ quan trọng và cấp thiết. Toàn thể cán bộ công nhân viên PTC3 luôn nêu cao tinh thần trách nhiệm, quyết tâm hoàn thành “nhiệm vụ kép” góp phần thực hiện thắng lợi phong trào thi đua “120 ngày nỗ lực cao nhất đảm bảo đủ điện mùa khô năm 2024” và Chiến dịch thi đua nước rút “45 ngày đêm hoàn thành các Dự án đường dây 500 kV mạch 3 Quảng Trạch - Phố Nối.

Đức Dũng (TTXVN)

 

Read More