QHDVI_ChapI_Hientrang

Chơng I Hiện trạng điện lực quốc gia 1.1 Cơ cấu tổ chức ngành điện Việt Nam 1.1.1 Tổng Công Ty Điện Lực Việt Nam (EVN) Tổng Công ty Điện lực Việt Nam (EVN) đợc thành lập theo định số 562/TTg ngày 10/10/1994 Thủ tớng Chính phủ Cơ cấu tổ chức EVN từ thành lập đến bao gồm Hội đồng quản trị, Tổng Giám đốc, Ban chức quan Tổng Công ty, số đơn vị thành viên hạch toán phụ thuộc số đơn vị hạch toán độc lập Theo định Thủ tớng Chính phủ, từ đầu năm 1999, công ty xây lắp tách khỏi Tổng Công ty, Công ty khảo sát thiết kế Điện Trung tâm lợng đổi tên thành Công ty T vấn xây dựng điện Mô hình tổ chức EVN đợc trình bày hình 1.1 Về cấu tổ chức: - Hội Đồng Quản Trị (HĐQT) đại diện trực tiếp chủ sở hữu vốn tài sản nhà nớc EVN HĐQT thực chức quản lý hoạt động sản xuất kinh doanh đầu t phát triển EVN - Ban Kiểm Soát giúp HĐQT kiểm tra, kiểm soát hoạt động điều hành Tổng Giám Đốc (TGĐ) việc chấp hành pháp luật Nghị quyết, Quyết định HĐQT đơn vị thành viên - TGĐ đại diện pháp nhân EVN thực chức điều hành hoạt động sản suất kinh doanh - đầu t phát triển (SXKD - ĐTPT) EVN Gióp viƯc cho TG§ cã Phã TG§ H§QT bổ nhiệm - Các Ban chức thuộc quan EVN thực chức có trách nhiệm nghiên cứu tham mu, giúp cho HĐQT phê duyệt điều lệ, quy chế hoạt động đơn vị thành viên, tổng biên chế, đơn giá tiền lơng, giá bán điện nội v.v ; định phân cấp, uỷ quyền chủ trơng, chế SXKD - ĐTPT để TGĐ điều hành thực hiện; đồng thời giúp TGĐ giải công việc hàng ngày đôn đốc đơn vị thành viên, trực thuộc thực chủ trơng, chế, phân cấp, uỷ quyền HĐQT I-1 Hình 1.1 Sơ đồ Tổ Chức EVN (năm 2005) Ban Tổng hợp Ban Kiểm soát Hội đồng quản trị Tổng Giám Đốc Phó TGĐ - SX Nguồn Phó TG§ - SX L−íi Phã TG§ Kinh doanh Phã TG§ K.tÕ & T.ChÝnh Phã TG§ QLXD Nguån Phã TG§ QLXD L−íi Ban kü tht ngn ®iƯn Ban kü tht L−íi điện Ban kinh doanh điện nông thôn Văn phòng Ban Kế hoạch Ban kỹ thuật an toàn & BHLĐ (nguồn) Ban kỹ thuật An toàn & BHLĐ (lới) Ban Thị trờng điện Ban Tài kế toán Ban Tổ chức cán đào tạo Ban KHCNMT & VT Công ty Truyền tải Công ty điện lực (kinh doanh & dịch vụ khách hàng) Ban Lao động tiền lơng Ban Thanh tra bảo vệ pháp chế Ban Quản lý xây dựng (nguồn) 14 Nhà máy điện Công ty Điện lực Ban Vật t Xuất nhập Ban Quản lý đấu thầu Ban Kinh tế dự toán (nguồn) Ban thi đua tuyên truyền Các Ban Quản lý dự án nguồn điện Cty sản xuất thiết bị điện (nguồn) TT Điều độ Hệ thống điện quốc gia Ban KHCNMT & VT (viƠn th«ng & IT) C«ng ty Cơ điện Thủ Đức (nguồn) Cty sản xuất thiết bị điện (lới) Ban Cổ phần hoá Chứng khoán Công ty Cơ điện Thủ Đức (lới) Công ty Viễn thông điện lực I-1 Phó TGĐ DA NMTĐ S.la Ban Hợp tác Quốc tế Ban quản lý dự án Trung tâm điều hành thông tin viễn thông điện lực Trung tâm Công nghệ thông tin Phó TGĐ Đ.t & P.triển Ban Quản lý xây dựng (lới) Ban Thẩm định Ban Kinh tÕ dù to¸n (l−íi) Ban Tỉ chøc c¸n đào tạo (đào tạo) Viện Năng Lợng Công trình đờng dây 500kV dự án lới điện khác phát triển Ban kỹ thuật nguồn điện Công ty T vấn xây dựng điện Trờng thuộc Tổng Công ty Trung tâm thông tin DV KHKT ngành điện Đánh giá cấu tổ chức EVN * Ưu điểm - Nhà nớc giữ đợc vai trò chủ đạo, chi phối việc bảo đảm cung cấp điện cho phát triển kinh tế - xà hội; - Cho phép đà đa dạng hoá hình thức sở hữu vốn tài sản khâu nhà nớc không cần độc quyền; - Tập hợp đợc nguồn lực để phát huy đợc sức mạnh toàn dân, nhằm phát triển ngành điện lực trớc bớc; - Có đủ điều kiện để khai thác sử dụng kịp thời nguồn thuỷ năng, khí thiên nhiên phục vụ cho phát điện; - Không làm đảo lộn lớn để ảnh hớng đến tâm lý việc làm cán công nhân viên ngành điện v.v * Nhợc điểm - Cha có tính cạnh tranh SXKD - ĐTPT, hiệu quản lý cha cao; - Độc quyền nhà nớc cao, nên dễ dẫn đến cửa quyền; - Cha tách bạch đợc việc hạch toán phát điện, truyền tải điện; - Khả cấn đối tài cho đầu t phát triển cha vững chắc; - Hệ thống tổ chức quản lý cồng kềnh v.v Đánh giá chức năng, nhiệm vụ EVN * Ưu điểm - Bớc đầu đà tách bạch đợc chức chủ quản chức sản xuất kinh doanh, xoá bỏ chức chủ quản doanh nghiệp; - Chức quản lý chức điều hành hoạt động SXKD - ĐTPT HĐQT TGĐ đà đợc phân định rõ; - Doanh nghiệp điện lực đợc trao thêm nhiều quyền hạn gắn với nghĩa vụ trách nhiệm để chủ động hoạt động SXKD - ĐTPT; - Chức năng, nhiệm vụ cung cấp điện cho phát triển kinh tế - xà hội đà đợc chia sẻ cho thành phần kinh tế trong, nớc v.v * Nhợc điểm - Chức quản lý nhà nớc, chức điều tiết hoạt động điện lực chức SXKD điện chồng chéo, cha rõ ràng; nhiều vấn đề SXKD điện bị quan nhà nớc can thiệp; I-3 - Chức năng, nhiệm vụ quyền hạn HĐQT - phận quản lý trực tiếp EVN hạn chế, phần lớn chủ trơng, chế phải trình Thủ tớng Chính phủ Bộ liên quan; - Nhiệm vụ công ích vùng nông thôn cha đợc tách bạch khỏi nhiệm vụ kinh doanh đơn vị điện lực; - Chức năng, nhiệm vụ CTy thành viên hạch toán độc lập EVN nhiều hạn chế, cha thực đợc tự chủ mặt phải chịu trách nhiệm trớc pháp luật; - Chức năng, nhiệm vụ EVN bao trùm nhiều lên chức năng, nhiệm vụ đơn vị thành viên hạch toán phụ thuộc, cha tạo cho đơn vị chủ động SXKD v.v Đánh giá hiệu kinh doanh EVN * Ưu điểm - Tập trung đợc nguồn tài cho đầu t phát triển nguồn, lới điện; - Giúp Nhà nớc xử lý bù chéo giá điện cho nhiệm vụ công ích; - Đáp ứng đợc mục tiêu kinh doanh điện không bị lỗ có lÃi v.v * Nhợc điểm - Giá bán điện qua công tơ tổng vùng nông thôn thấp nhiều so với giá thành sản xuất điện; - Lợng điện bán qua công tơ tổng CTy ĐL lớn, nên giá bán bình quân nhiều điện lực tỉnh thấp giá thành; - EVN phải điều chỉnh giá bán điện nội để đảm bảo doanh thu, lợi nhuận thu nhập CTy Điện lực; - EVN phải chịu gánh nặng bù chéo cho nhiệm vụ công ích vùng nông thôn, miền núi hải đảo v.v 1.1.2 Các đơn vị EVN, sở hữu nhà nớc Hiện có số nhà máy điện thuộc sở hữu Tổng Công Ty 91 số đơn vị sản xuất công nghiệp EVN, tham gia phát điện vào hệ thống điện qc gia d−íi h×nh thøc IPP nh−: - NM nhiƯt điện than Na Dơng 110MW (2x55MW), nằm địa bàn tỉnh lạng Sơn Nhà máy TCty Than Việt Nam đầu t vận hành Nhà máy vào hoạt động từ đầu năm 2005 I-4 - NM nhiệt điện than Cao Ngạn Thái Nguyên 100MW (2x50) TCTy Than Việt Nam đầu t, đợc xây dùng vµ dù kiÕn vµo vËn hµnh chÝnh thøc cuèi năm 2005, đầu 2006 - NM thuỷ điện Cần Đơn 77,6MW (2x38,8MW) TCTy Sông Đà đầu t Nhà máy nằm lu vực sông Bé, địa bàn tỉnh Bình Phớc, vào vận hành tổ máy đầu 11/2003 tổ máy thứ tháng 2/2004 - NM thuỷ điện Nậm Mu 12MW (3x4MW) nằm tỉnh Hà Giang, thuộc TCTy Sông Đà đầu t - NM thuỷ điện Nà Lơi 9MW (3x3MW) nằm tỉnh Lai Châu, thuộc TCTy Sông Đà đầu t Ngoài ra, có số nhà máy điện sử dụng cấp điện cho sản xuất CN, nằm nhà máy công nghiệp hữu, để dự phòng khu công nghiệp nh: - NM Nhiệt điện thuộc NM đạm Hà Bắc 36MW (2x6MW+2x12MW), có tổ 6MW chuyên để dự phòng - NM Nhiệt Điện thuộc NM Giấy BÃi Bằng 28MW (12MW+16MW), tổ máy 12MW phát đợc khoảng 9MW NM giấy BÃi Bằng có kế hoạch xây dựng thêm cụm tua bin khí hỗn hợp 38MW cho dây chuyền mở rộng sản xuất vào năm 2008 - Cụm Diesel Cái Lân 40MW thuộc cụm cảng KCN Cái Lân Quảng Ninh, chuyên để dự phòng Tổng công suất NMĐ EVN thuộc sở hữu nhà nớc có (cha kể NĐ than Cao Ngạn) 313MW, 209MW thuộc dự án IPP cấp điện cho lới quốc gia Các nhà máy nhiệt điện Hà Bắc BÃi Bằng chủ yếu cấp điện cho dây chuyền công nghệ nhà máy Lợng điện phát lên mua từ hệ thống không lớn 1.1.3 Các thành phần khác Hiện có nhà máy nhiệt điện khí chu trình hỗn hợp đợc đầu t theo chế BOT: Phó Mü 2.2 (733MW) vµ Phó Mü (733MW) n»m cơm nhiƯt ®iƯn Phó Mü - Phó Mü 2.2 thuộc tổ hợp nhà đầu t EDF (Pháp), Sumitomo TEPCO (Nhật Bản) NM hoàn thành chu trình đơn với tổ tua bin khí tháng 9/2004 vào vận hành toàn tháng năm 2005 - Phú Mỹ thuộc nhà đầu t BP (Anh), vào vận hành tháng 10 năm 2003 Ngoài có số nhà máy nhiệt điện khác thuộc nhà đầu t nớc ngoài, nằm khu công nghiệp (KCN) nh: - NM nhiệt điện chạy dầu thuộc KCN Nomura-Hải Phòng 56MW (9x6.2MW), nhà I-5 đầu t Nhật Bản - NM nhiệt điện chạy dầu thuộc KCN Hiệp Phớc 375MW (3x125MW) - NM nhiệt điện chạy dầu thuộc KCN Vê Đan 72MW (2x36MW) nằm địa phận tỉnh Đồng Nai - NM nhiệt điện chạy dầu thuộc KCN Amata 13MW (2x6.5MW) nằm địa phận tỉnh Đồng Nai - NM nhiƯt ®iƯn thc NM ®−êng Bourbon 24MW (2x12MW) thc tỉnh Tây Ninh - NM nhiệt điện than Formosa 150MW thuộc KCN Long Thành - Đồng Nai (sử dụng than Bitum nhập khẩu) Tổng NMĐ có thuộc thành phần có đầu t nớc 2156MW, chiếm 19,1% tổng công suất đặt HTĐ Tính đến tháng năm 2005, tổng công suất NMĐ EVN 2439MW, chiếm 21,6% tổng công suất đặt NMĐ toàn quốc I-6 1.2 Hiện trạng nhu cầu cung ứng điện 1.2.1 Nhu cầu công suất khả đáp ứng Trong giai on 2001-2004, tng cụng sut đặt nguồn điện tăng 5.100 MW, từ 6.192 MW năm 2000 lên đến 11.249 MW năm 2004, tăng 1,8 lần (chi tiết tỷ trọng loại nguồn danh mục quy mô nhà máy điện hỡnh 1.2 v bng 1.8) Về công suất phát cực đại Công suất cực đại tăng gấp lần, từ 2796 MW năm 1995 lên tới 8283 MW năm 2004, đạt tốc độ tăng trởng bình quân 13%/năm Tốc độ đạt cao giai đoạn đạt 15,9% năm 2002 Diễn biến tăng trởng công suất cực đại năm giai đoạn 2000- 2004 đợc thể bảng 1.1 Bảng 1.1 Diễn biến tăng trởng công suất phát cực đại giai đoạn 2000-2004 Hạng mục 2000 2001 2002 2003 2004 Công suất cực đại (MW) 4893 5655 6552 7408 8283 Tăng trởng (%) 13.1 15.6 15.9 13.1 11.8 Đến tháng 7/2005, Pmax toàn HTĐ đạt 8825MW Theo thống kê Trung tâm điều độ quốc gia, năm 2001-2004 vào số cao điểm, hệ thống điện toàn quốc phải sa thải lợng phụ tải lớn thiếu công suất ®Ønh (kho¶ng tõ 200MW ®Õn 300MW) Hình 1.2 Cơ cấu công suất đặt điện năm 2004 Cơ Cấu Cơng Suất Cơ Cấu Điện Năng Thuỷ điện 37% Ngồi ngành 22% Ngoài ngành 13.4% Nhiệt điện than 11% Diesel 2% Tua bin khí 26% Thuỷ điện 37.9% Diesel 0.1% Tua bin khí 32.0% Nhiệt điện dầu 2% Nhiệt điện than Nhit in 15.5% du 1.1% 1.2.1.1 Thống kê trị số công suất tối đa (Pmax) nút phụ tải hệ thống lới điện 500kV, 220kV, 110kV Cụng suất cực đại toàn quốc năm 2004 8283MW, tăng 11,8% so với 2003 Công suất cực đại miền sau: I-7 - Miền Bắc: 3494MW - Miền Trung: 853MW - Min Nam: 4073MW 1.2.1.2 Phân tích đồ thị phụ tải điển hình ngày, tuần, quý, tháng, năm toàn quốc miền a) Biểu đồ phụ tải ngày điển hình Biểu đồ ngày điển hình toàn quốc Biểu đồ phụ tải điện toàn quốc có xu hớng ngày đầy lên giai đoạn từ 1996-2004 Một số đặc điểm chính: Tốc độ tăng trởng điện vào ban ngày (từ h -17h) nhanh tốc độ tăng trởng điện vào cao điểm tính thời điểm 11h tra, tốc độ tăng trung bình 2.17%/năm, đặc biệt năm 2003 chênh lệch tốc độ so với 2002 lên đến 4.4% Cực đại cao điểm tối vào mùa hè có xu hớng chuyển từ 19h sang 20h năm 2001 Tỷ lệ thấp/cao điểm (Pmin/Pmax) hệ thống tăng dần từ 0.511 năm 1996 lên 0.595 năm 2004 vào mùa hè tơng ứng 0.454 năm 1996 0.521 năm 2004 vào mùa đông Biểu đồ dần đầy Phụ tải đỉnh ban ngày(10h sáng) có xu hớng tăng nhanh đà nhiều lúc cao phụ tải đỉnh buổi tối Nh công suất phụ tải cực đại hệ thống có xu hớng chuyển dịch phụ tải đỉnh từ buổi tối (18-19h) sang phụ tải cực đại ban ngày (11h), tạo đỉnh Sự chênh lệch cao điểm tối ngày có xu hớng giảm dần Năm 2004, toàn quốc cao điểm ngày đạt xấp xỉ cao điểm tối, đặc biệt tháng mùa hè (đạt 97%) Nhu cầu tiêu thụ điện vào ban ngày tăng nhanh rõ rệt giải thích nguyên nhân sau: - Tỉ trọng điện tiêu thụ cho ngành công nghiệp tổng điện thơng phẩm ngày tăng( năm 2004 tỉ lệ 45,2%) Nếu tỉ lệ điện tiêu thụ cho công nghiệp tổng điện thơng phẩm tiếp tục tăng biểu đồ ngày tất miền có xu hớng chuyển dịch cao điểm sang ban ngày năm tới - Nhu cầu sử dụng điện cho điều hoà quan, khách sạn ngày tăng đặc biệt vào tháng mùa hè Chênh lệch cao thấp điểm biểu đồ năm 2004 Toàn quốc miền nh sau: Pmin/Pmax - Mùa đông Toàn quốc Miền Bắc MiÒn Trung 0.530 0.451 0.428 MiÒn Nam 0.616 - Mïa hè 0.600 0.561 0.531 0.640 Biểu đồ ngày làm việc điển hình mùa hè mùa đông HTĐ Toàn quốc giai đoạn 1996-2004 đợc thể hình 1.3 -:- 1.6 I-8 Biểu đồ phụ tải ngày điển hình miền: So với Miền bắc Miền Trung, biểu đồ phụ tải ngày Miền Nam có hình dáng phẳng Vào tháng mùa khô, biểu đồ phụ tải ngày HTĐ Miền Nam đà chuyển dịch sang cao điểm ngày Một nguyên nhân làm khác biệt hình dáng biểu đồ Miền Nam so với Miền Bắc Trung tỉ trọng điện tiêu thụ cho ngành công nghiệp Miền Nam chiếm 50% điện thơng phẩm, tỉ lệ miền Bắc miền Trung dới 40% Hệ số phụ tải Hệ số phụ tải năm (LF) HTĐ toàn quốc có trị số khoảng 0.61 đến 0.64 có xu hớng tăng dần theo năm giai đoạn 1996-2004 Diễn biến hệ số phụ tải toàn quốc đợc thể bảng 1.3 Theo số liệu thống kê hệ số phụ tải điện theo miền Bắc, Trung Nam 1996-2004, HTĐ miền nam có hệ số phụ tải năm cao nhất, sau đến miền Trung miền Bắc Năm 2004, hệ số phụ tải năm miền Nam 67,8%; miền Trung 58,5% miền Bắc 57,2% Bảng 1.3 Hệ số phụ tải HTĐ Toàn quốc 1996-2004 Năm 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 HÖ sè phơ t¶i (LF) 0.608 0.61 0.642 0.622 0.627 0.621 0.632 0.635 0.638 H×nh 1.3 BiĨu đå ngày làm viƯc tồn quốc Biểu đồ điển hình ngày GĐ 1996-2004(mùa Đông) Biểu đồ điển hình ngày GĐ 1996-2004(mùa Hè) 0.9 0.9 0.8 1996 1997 0.7 1998 1999 hƯ sè phơ t¶i 1.0 hƯ sè phơ t¶i 1.0 2000 0.6 0.8 1996 1997 1998 0.7 1999 2000 0.6 2001 2001 2002 2002 0.5 0.5 2003 2003 2004 2004 0.4 0.4 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24giê 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 giê H×nh 1.4 BiĨu đå ngy điển hình miền Bắc Biểu đồ ngày mùa hè HTĐ Miền Bắc 1996-2004 1.0 Biểu Đồ ngày mùa đông HTĐ Miền Bắc 1996-2004 1.1 1996 1996 1.0 1997 1997 1998 1998 0.9 1999 HƯ sè phơ t¶i HƯ sè phơ t¶i 2001 0.8 2002 2003 2004 0.7 1999 0.9 2000 0.6 2000 2001 0.8 2002 2003 2004 0.7 0.6 0.5 0.5 0.4 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Gìơ 0.4 I-9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Gìơ Hình 1.5 Biểu ngy điển hình miền Trung Biêủ đồ ngày mùa hè HTĐ Miền Trung 1996-2004 Biểu Đồ ngày mùa đông HTĐ Miền Trung 1996-2004 1.1 1996 1.0 1996 1.0 1997 1997 1998 0.9 1998 1999 0.9 1999 HƯ sè phơ t¶i HƯ sè phơ t¶i 2000 2001 0.8 2002 2003 0.7 2004 2000 0.8 2001 2002 0.7 2003 2004 0.6 0.6 0.5 0.5 0.4 0.4 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Gìơ 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Gìơ Hình 1.6 Biểu ngy điển hình miền Nam BĐồ ngày mùa đông HTĐ Miền Nam 1996-2004 1.0 1.0 0.9 0.9 HĐ sè phơ t¶i HƯ sè phơ tải Bđồ ngày mùa hè HTĐ Miền Nam 1996-2004 1996 0.8 1997 1998 0.7 1999 2000 0.6 1996 0.8 1997 1998 0.7 1999 2000 0.6 2001 2001 2002 2002 0.5 0.5 2003 2003 2004 2004 0.4 0.4 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 11 13 15 17 19 21 23 Gìơ Gìơ Cú th thy qua cỏc hình trên, biểu đồ phụ tải ngày điển hình miền Bắc miền Trung gần giống nhau, “gầy” cao điểm trưa chuyển dịch tăng song ưu cao điểm tối Trong biểu đồ điển hình miền Nam “béo”, mùa hè cho thấy cao điểm trưa năm 2003 – 2004 vượt so vi cao im ti Đánh giá chuyển dịch phụ tải cao thấp điểm Trong giai đoạn 1996-2004, phụ tải cực đại hệ thống xảy vào thời điểm tối (18-20h), thành phần phụ tải ánh sáng sinh hoạt chiếm chủ đạo cao điểm Trên sở phân tích biểu đồ phụ tải cực đại phạm vi toàn quốc miền, cho thấy r»ng cao ®iĨm hƯ thèng cã xu h−íng ®Ønh ban ngày cao lên, phụ tải ngày đầy lên Trong miền Nam năm 2003 2004 có cao điểm tra vợt tối Có ba nguyên nhân tạo nên chuyển dịch nh sau: i- Thay đổi cấu tiêu thụ điện hệ thống: xét tới ba thành phần phụ tải có tỉ trọng lớn cấu tiêu thụ điện phụ tải công nghiệp, tiêu dùng dân c thơng mại & dịch vụ Tỉ trọng phụ tải công nghiệp có xu hớng tăng dần từ 38% năm 1996 lên tới 43% năm 2003, phụ tải dân dụng có xu hớng giảm từ 50% xuống 46% phụ tải dịch vụ thơng mại tăng nhanh từ 3,5% lên tới 9% Công suất cực đại phụ tải công nghiệp vào lúc10 h sáng phụ tải đỉnh dân dụng vào 18 h (mùa đông) -19 h (mùa hè), phụ tải dịch vụ thơng mại tăng nhanh góp phần làm tăng thêm cao điểm ban ngày hệ thống Hình 1.7 minh hoạ biểu đồ phụ tải toàn quốc năm 2003 phân theo thành phần phụ tải I-10 Tơng tự nh lới điện miền Bắc, lới điện truyền tải phân phối cấp điện áp 220kV 110kV miền Nam cha đảm bảo đuợc tiêu chí kỹ thuật N-1 Trong chế độ vận hành bình thờng số phần tử đầy tải tải nhẹ chế độ cao điểm trạm biến áp có điện áp thấp 1.4.1.3 Đánh giá trạng kỹ thuật lới truyền tải 500, 220kV vµ 110 kV Hiện thiết bị sử dụng lưới điện truyền tải có nhiều chủng loại, sản xuất từ nước khác áp dụng tiêu chuẩn khác Mặc dù năm trở lại đây, đơn vị EVN bước thay dần thiết bị lạc hậu, hết khấu hao chất lượng xuông cấp Dù lưới điện cịn có nhiều thiết bị Liên Xô cũ cung cấp Các thiết bị lắp đặt hầu hết hãng lớn có tên tuổi ABB, Siemens, Alstoms - AREVA, GE… Tuy nhiên cịn có số thiết bị nước phát triển Trung Quốc, ASEAN Việc vận hành nhiều chủng loại thiết bị gây nên tình trạng khó khăn việc quản lý bảo dưỡng tu, đảm bảo dự phòng thiết yếu để thay trường hợp hỏng hóc, cố Trong thiết bị trạm, máy cắt khơng khí máy cắt dầu cũ lưới điện truyền tải phân phối thay dần thiết bị đóng cắt SF6, hệ thống rơ le bảo vệ điện từ cũ chọn lọc thay rơ le số có độ xác cao Việc thay thiết bị cũ lạc hậu diễn khơng đồng nhiều nơi tình trạng thiết bị không đồng bộ, tồn nhiều cấp điện áp trạm, nhiều loại thiết bị sơ cấp, hai-ba hệ thống rơ le bảo vệ điều khiển vận hành song song gây nên không khó khăn, hậu cho việc quản lý vận hành lưới điện, chưa đáp ứng yêu cầu cung cấp điện an toàn đảm bảo chất lượng cho người tiêu dùng Nhiều trạm 220kV cấp điện đầu mối quan trọng Hà Đơng, Chèm, Mai Động cịn q nhiều thiết bị cũ, tồn cấp điện áp từ 6, 10, 22, 35, 110, 220kV phức tạp, hệ thống bảo vệ điều khiển cũ đan xen làm giảm độ an toàn tin cậy cung cấp điện cho khu vực Hà Nội, nơi mà lẽ phải trọng cung cấp điện an tồn cao Nhìn chung tuyến đường dây tải điện đảm bảo yêu cầu vận hành tiêu chuẩn, quy trình, quy phạm vận hành an toàn, nhiên số nơi có điểm cần lưu ý sau: - Một số đường dây vận hành nhiều năm, tiết diện dây dẫn bé (220kV tiết diện 300 mm2, 110kV tiết diện 120-150 mm2) không đủ đáp ứng yêu cầu khả tải, việc nâng cấp thay tiết diện dây dẫn gặp nhiều khó khăn đường dây đường dây trọng yếu cắt điện để thi công Điều dẫn đến tình trạng tải cục lưới điện số thời điểm I-48 - Hiện tượng lấn chiếm hành lang lưới điện, không đảm bảo quy tắc an toàn bảo vệ đường dây tải điện làm nguyên nhân gây cố tai nạn điện đáng báo động - Nhiều đường dây cột thép, đơn vị EVN thực đại tu, bảo dưỡng theo định kỳ yếu tố môi trường khắc nghiệt cộng với vài nơi công tác đại tu không thực triệt để, chất lượng nên tình trạng cột thép bị han gỉ, xuống cấp xuất nguy đổ cột gây điện - Một số đường dây quy hoạch, thiết kế, chế tạo xây dựng khơng có độ an tồn dự trữ xác cao, thiết bị néo bị kẻ gian lấy trộm, việc đào bới khu vực xung quanh kè móng nguyên nhân gây nên tình trạng nghiêng cột, đổ cột, nguy hiểm không cho ngành điện mà cho người dân xung quanh - Công tác thiết kế, xây dựng không đảm bảo chất lượng Một số đường dây lắp đặt chuỗi sứ chất liệu dây nên thường xảy cố phóng điện đứt dây Trong năm vừa qua, EVN tăng cường đầu tư mạnh cho lưới truyền tải điện đầu nguồn Nhờ vậy, hệ thống truyền tải điện mạnh trước nhiều lần Đường dây 500 kV liên kết Bắc Nam đóng điện mạch từ cuối năm 2004 từ Phú Lâm đến Đà Nẵng đóng điện đến Hà Tĩnh (tháng 5), Nho Quan (tháng 8) Thường Tín (tháng 9) năm 2005 Tuy nhiên, đến cuối năm 2004, lưới điện truyền tải tồn số điểm yếu đe dọa vận hành an tồn hệ thống Đó là: (i) Nhiều khu vực lưới truyền tải chưa đảm bảo độ tin cậy theo tiêu chí n-1, đặc biệt bị cố phần tử lưới 500 kV 220 kV Hịa Bình - Nho Quan, Nhà Bè - Phú Lâm, Nam Định - Ninh Bình, Hồ Bình - Việt Trì, MBA 500 kV Đà Nẵng, v.v (ii) Tình trạng đầy tải cục số đường dây trạm: trạm 220 kV Dốc Sỏi, Nam Định, Phố Nối, Việt Trì, đường dây 220 kV Hồ Bình - Hà Đơng, 110 kV Thủ Đức - Sóng Thần, (iii) Một số khu vực có kết lưới yếu, điện áp thấp miền Tây Nam Bộ, khu vực Thác Mơ - Trảng Bàng - Tây Ninh - Hóc Mơn, (iv) Nhiều đường dây 110 kV, khu vực phía Bắc có tiết diện q nhỏ (AC120, AC150), không đáp ứng nhu cầu phụ tải tăng cao, tiến độ cải tạo, nâng tiết diện dây tiến hành chậm; (v) Nhiều trạm 110 kV thiết bị cũ, hệ thống rơ le bảo vệ, cấp nguồn chiều không đảm bảo độ tin cậy Tuy nhiên, tình trạng kỹ thuật lưới điện trung áp điểm nóng thật Tại hầu hết đơn vị, qua kiểm tra phát thấy vấn đề phổ biến sau: a) Cột điện đường dây trung, hạ áp có nhiều vật lạ, cáp thông tin đeo bám, làm mỹ quan nghiêm trọng; b) Cột nghiêng không kéo thẳng kịp thời, xà han rỉ sét nặng chưa xử lý, chí có tuyến phần lớn cột nghiêng (Điện lực Tiền Giang - CT ĐL 2); I-49 c) Tủ điện han rỉ, khơng khóa, lỗ chui dây q lớn; d) Sự cố tuột lèo, mối nối, đứt dây cịn nhiều, đo nhiệt độ mối nối khơng tiến hành thường xuyên; e) Hệ thống tiếp địa kiểm tra, việc đo điện trở tiếp địa đường thoát sét chưa tiến hành qui định, cố sét cịn nhiều; f) Nhiều điện lực có đường dây có suất cố đặc biệt cao chậm xử lý (có đường dây trung áp tháng đầu năm 2004 cố 31 lần (ĐL Phú Yên), cá biệt 61 lần (ĐL Khánh Hoà)); g) Đấu nối không tiêu chuẩn, chống sét lắp không qui phạm, chống sét ống tác dụng không tháo gỡ, hộp công tơ đấu nối hạ áp không quan tâm, sàn thao tác han rỉ khơng đảm bảo an tồn; h) Các cầu chì cá chưa thay hết hộp đấu dây theo qui định Tổng công ty; i) Quản lý cosφ, cân pha chưa thường xuyên làm tăng tổn thất điện năng; j) Vệ sinh công nghiệp trạm phân phối chưa tốt; k) Sứ cách điện nghiêng, nứt, vỡ không thay kịp thời; l) Vi phạm hành lang an tồn lưới điện cịn nhiều, chí vị trí dễ quan sát, lập biên nhiu ln nhng x lý cha kiờn quyt 1.4.1.4 Đánh giá tình hình cố S c li in 500kV Thống kê cố lưới điện 500kV thời gian 1995-2004 tổng hợp hình bảng sau: Hình 1.12 Thống kê cố ĐZ 500kV giai đoạn 1995 - 2004 80 70 Tổng số lần cố Vĩnh cửu 60 Thoáng qua Chưa xác định 50 40 30 20 10 1995 1996 1997 1998 1999 I-50 2000 2001 2002 2003 2004 Bảng 1.22: Tổng hợp cố l−íi 500kV G§ 1995 -2004 Năm 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Tổng Tổng số lần cố 76 34 20 51 17 30 15 25 18 27 295 21h48 49h27 05h23 43h23 5h11 13h21 4h09 96h32 384h08 Thời gian tách hệ thống 128h14 16h40 59 23 10 36 15 13 18 176 Tự động đóng lại thành cơng 36 12 12 89 Hịa Bình - Hà Tĩnh 10 3 36 Hà Tĩnh - Đà Nẵng 11 20 62 Đà Nẵng - Pleiku 26 13 30 12 24 123 Pleiku - Phú Lâm 52 15 21 10 10 128 Đoạn đường dây Số lần ngắn mạch ĐD Pha cố Pleiku - Ialy - - - - - 0 - 1 A 10 12 5 5 52 B 14 10 12 3 49 C 35 14 14 3 79 Vĩnh cửu 1 0 12 Thoáng qua 53 22 35 15 13 10 162 Do người 0 1 17 Thiết bị trạm 0 3 18 Nhị thứ 10 15 56 Chưa xác định 6 27 Phân loại cố Ngn: Ban KT l−íi ®iƯn-EVN, 8/2005 Có thể nhận thấy thời gian đầu vận hành, chưa có kinh nghiệm giai đoạn bắt đầu làm việc nên nhiều thiết bị 500kV, đặc biệt thiết bị máy biến áp, cuộn kháng, tụ bù, máy cắt, cầu dao, làm việc chưa ổn định, ảnh hưởng đến chế độ làm việc hệ thống 500kV Trong thời gian gần nhờ chấn chỉnh công tác vận hành bảo dưỡng lưới điện 500kV nên số lượng cố đảm giảm rõ rệt, đặt biệt cố lớn gây điện vùng rộng lớn Theo thống kê Trung tâm Điều độ Quốc gia, tổng số cố hệ thống 500kV, cố thoáng qua chiếm tỷ lệ lớn (60 - 65%) trường hợp tỷ lệ thành công việc đóng lặp lại chiếm tỷ lệ cao Phân tích nguyên nhân gây cố hệ thống 500kV: (i) Nguyên nhân thiết bị thứ: thời kỳ đầu (1994-1996) số thiết bị thứ trạm 500kV máy biến áp, cuộn kháng, tụ bù, máy cắt, cầu dao, làm việc chưa ổn định, hay xảy cố Trong thời gian gần đây, máy biến dòng biến điện áp (TU/TI) hay xảy cố Loại cố chiếm tỷ lệ 4% tổng số cố lưới điện 500kV (ii) Nguyên nhân thiết bị nhị thứ: hệ thống rơ le bảo vệ hoạt động sai gây nên tác động cắt thiết bị bảo vệ, cố mạch nhị thứ nguồn điện chiều làm cho thiết bị bảo vệ tác động Tỷ lệ cố thiết bị nhị thứ hệ thống 500kV 12% I-51 (iii) Nguyên nhân người: thao tác sai người vận hành dẫn đến tác động nhầm thiết bị bảo vệ Trong tổng số cố hệ thống 500kV, có khoảng 5% cố có nguyên nhân người vận hành (iv) Nguyên nhân môi trường: tác động môi trường đến vận hành đường dây 500kV bao gồm: dơng, sét, phóng điện qua khơng khí (quá điện áp nội bộ) điều kiện cách điện môi trường suy giảm (sương mù nhiều, độ ẩm tăng cao, cháy rừng ) Hầu hết cố kiểu mang tính chất tức thời (sự cố thống qua - 60%), có số (5%) cố vĩnh cửu buộc phải cắt điện hệ thống 500kV Sự cố lưới điện 500-220-110kV Năm 2004 lưới điện truyền tải nhiều cố xảy Cả năm lưới điện từ 110500 kV xảy 523 vụ cố đường dây (455 cố thoáng qua 68 cố vĩnh cửu) 336 cố trạm Đường dây 500 kV có 28 lần cố (năm 2004 18 lần) có 25 lần nhảy đường dây lần cố trạm Trong cố đường dây có 15 cố thoáng qua, cố vĩnh cửu, lần đóng lại thành cơng, tách hệ thống 22 lần Lưới điện 220-110 kV xảy 51 lần nhảy đường dây 220 kV (9 cố vĩnh cửu, 29 cố thống qua tự đóng lại thành cơng, tỷ lệ 69%) 456 lần nhảy đường dây 110 kV (59 cố vĩnh cửu, 153 cố thoáng qua tự đóng lại thành cơng, chiếm 38% số vụ cố thoáng qua) Đáng ý cố lưới điện 500 220 kV năm 2004 có cố gây điện diện rộng (ngày 1/7 Hà Tĩnh khiếm khuyết rơ le bảo vệ, ngày 25/8 Đà Nẵng nguồn rơ le thí nghiệm, ngày 23/12 Đà Nẵng thao tác nhầm dao cách ly mang điện, ngày 14/10 Hóc Mơn đứt dây chống sét lộ 271 Phú Lâm, ngày 1/11 Phú Lâm đứt đầu cốt dao cách ly 275-9 Nhà Bè, v.v ) Đối với cố vĩnh cửu lưới 220 110 kV, cố nguyên nhân vỡ sứ đứt dây chiếm tỷ lệ lớn (27% 25%) Ngay đầu tháng 2/2005 xảy vụ cố vĩnh cửu đường dây 110 kV đứt dây pha (đường dây Hà Đông - Sơn Tây ngày 01/02/2005) đứt dây chống sét (Thanh Đa - Bình Triệu ngày 5/2/2005) Điều đặt vấn đề tăng cường quản lý kỹ thuật đường dây để phát kịp thời khiếm khuyết tiến hành xử lý Tổng hợp suất cố lưới điện đơn vị nêu bảng sau I-52 B¶ng 1.23 So sánh suất cố công ty truyền tải điện năm 2003/2004 Đơn vị: lần/100km.năm Công ty TTĐ1 Công ty TTĐ2 2003 2004 2003 2004 0 0.171 0 cố thoáng qua 500 kV 0.320 0.345 0.154 0.102 cố vĩnh cửu 220 kV 0.160 0.103 0.347 cố thoáng qua 220 kV 0.484 0.325 Chỉ tiêu cố vĩnh cửu 500 kV cố vĩnh cửu 110 kV cố thoáng qua 110 kV Suất cố/ngăn lộ 0.033 0.060 Công ty TTĐ 2003 2004 Công ty TTĐ4 KH 2003 2004 0.169 0 0.228 0.113 0.439 0.575 0.258 0 0.523 0.319 0.211 0.168 0.174 0.729 0.256 0.453 0.926 0.411 0.936 0.258 0.296 0.567 0.610 0.685 0.720 2.5 1.059 1.362 0.965 2.563 2.011 3.240 0.033 0.070 0.083 0.073 0.054 0.097 0.042 B¶ng 1.24 So sánh suất cố lưới 110 kV qua năm công ty điện lực Đơn vị: lần/100km.năm Đơn vị CT ĐL CT ĐL CT ĐL CT ĐL HN CT ĐL TPHCM CT ĐL HP CT ĐL ĐN CT ĐL NB Chỉ tiêu giao VC ĐD 110 kV 2002 2003 2004 0.764 0.510 0.485 0.405 0.879 0.535 11.494 0 2.250 0.837 1.673 3.398 1.455 1.982 0.647 3.484 0.995 2.430 1.143 0.513 0.838 0.72 0.72 TQ ĐD 110 kV 2002 2003 2004 5.963 4.554 3.427 4.275 2.162 2.966 0 1.061 3.938 5.912 3.179 8.305 6.036 3.501 3.234 7.143 4.975 6.074 5.371 5.641 4.0 3.351 3.24 3.24 Suất cố/ngăn lộ 2002 2003 2004 0.047 0.061 0.025 0.02 0.032 0.087 0.019 0.088 0.086 0.018 0.013 0.007 0.015 0.027 0.027 0.046 0.023 0.027 0.012 0.086 0.125 0.05 0.042 0.04 Qua số liệu thống kê bảng trên, đánh giá tình hình cố lưới điện truyền tải sau: Các Cơng ty Truyền tải điện có tiến quản lý vận hành lưới, song địa bàn rộng, dàn trải nên việc giám sát, kiểm tra bảo dưỡng chưa thật tốt Mặt khác thiết bị thiếu đồng bộ, số phần tử có thời gian vận hành lâu chưa thay nên cố lúc giảm lúc tăng, chưa khắc phục liên tục ổn định Tổn thất truyền tải Trong giai đoạn 10 năm qua, từ Tổng Công ty Điện lực Việt Nam thành lập, tỷ lệ điện tổn thất lưới điện truyền tải phân phối giảm đáng kể Năm 2004 đơn vị EVN hoàn thành kế hoạch thực giảm tổn thất điện thấp tiêu giao Chi tiết kết giảm tổn thất điện đơn vị sau: I-53 B¶ng 1.21 Tổn thất truyền tải 2004 Đơn vị Công ty Điện lực Công ty Điện lực Công ty Điện lực Công ty Điện lực HN Công ty Điện lực HCM Công ty Điện lực HP Công ty Điện lực ĐN Công ty Điện lực NB Công ty truyền tải điện Công ty truyền tải điện Công ty truyền tải điện Công ty truyền tải điện Tổng công ty Tổn thất điện (%) KH 2004 TH 2004 8.9 7.78 10.1 9.35 8.3 7.23 9.6 9.19 9.5 8.29 6.7 6.64 6.3 4.74 7.1 7.10 2.5 2.44 3.5 3.04 4.0 3.48 3,8 3.66 12.5 12.1 2003 7,86 9,63 7,44 9,23 8,92 6,34 5,91 7,26 2,06 3,18 4,51 3,49 12,23 So với KH -1.12 -0.75 -1.07 -0.41 -1.21 -0.06 -1.56 -0.06 -0.46 -0.52 -0.14 - 0.4 Tỷ lệ tổn thất điện đơn vị toàn Tổng cơng ty nhìn chung giảm so với năm 2003 năm trước Tuy đến việc giảm tổn thất khó khăn hơn, tốc độ giảm tổn thất so với năm trước có phần thấp Kết giảm tổn thất điện giai đoạn 2000-2004 sau: B¶ng 1.21 Tổn thất truyền tải giai đoạn 2000 - 2004 Đơn vị Công ty Điện lực Công ty Điện lực Công ty Điện lực Công ty Điện lực HN Công ty Điện lực HCM Công ty Điện lực HP Công ty Điện lực ĐN Công ty Điện lực NB Công ty truyền tải điện Công ty truyền tải điện Công ty truyền tải điện Công ty truyền tải điện Tổng công ty 2000 9,45 11,96 8,94 10,9 11,16 6,43 4,68 2,32 3,17 4,76 4,66 14,5 Tổn thất điện (%) 2001 2002 2003 9,08 8,21 7,86 11,34 10,37 9,63 7,75 8,82 7,44 11,26 10,75 9,23 10,44 10,1 8,92 6,41 6,47 6,34 6,58 7,03 5,91 7,26 3,05 2,67 2,06 3,84 3,92 3,18 4,79 4,92 4,51 4,19 3,52 3,49 14,1 13,41 12,23 I-54 2004 7.78 9.35 7.23 9.19 8.29 6.64 4.74 7.10 2.44 3.04 3.48 3.6 12.1 1.5 Hiện trạng hệ thống thông tin liên lạc điều khiển hệ thống điện 1.5.1 Hiện trạng hệ thống thông tin viễn thông ngành điện 1.5.1.1 Hiện trạng cấu tổ chức điều độ A A.1 Quy mô hệ thống Hệ thống truyền dẫn Các phương thức truyền dẫn mạng bao gồm truyền dẫn quang, vi ba, tải ba điện lực, cáp đồng, vô tuyến VHF, UHF Truyền dẫn quang: Từ năm 1994, tuyến cáp quang OPGW ĐZ 500kV Hoà Bình – Hà Tĩnh - Đà Nẵng - Pleiku - Phú Lâm (công nghệ cận đồng PDH, dung lượng 34Mbps) đưa vào khai thác Đây tuyến truyền dẫn quang đường trục có độ tin cậy cao hệ thống cáp quang đường trục quốc gia Trong năm 2003 hoàn thiện việc nâng cấp đường trục Bắc Nam lên 2,5Gb/s Cùng với tiến độ xây dựng ĐZ500kV Bắc Nam mạch II; năm 2005 đường trục Bắc Nam nâng cấp lên tốc độ 2x2,5Gbps Như đến đường trục quốc gia ngành điện đạt tốc độ 2x2,5Gbps với vòng RING hai đường cáp quang độc lập mặt vật lý Cùng với phát triển hệ thống điện chiến lược kinh doanh viễn thông công cộng, năm 2006, đường trục mạch ngành điện xây dựng với tốc độ STM-64 Tháng năm 2005 hoàn thiện việc xây dựng đường trục Quốc tế Hà Nội - Móng Cái, kết nối cổng Quốc tế Móng Cái, tốc độ 2,5Gbps Các tuyến cáp quang đầu tư xây dựng đồng thời với hệ thống truyền tải điện chủ yếu sử dụng hai loại cáp quang OPGW (cáp hợp sợi quang với dây chống sét) ADSS (cáp quang phi kim loại tự treo) với sợi quang đơn mốt theo tiêu chuẩn ITU-T G.652 Đến tổng chiều dài cáp quang đầu tư theo cơng trình điện 500kV, 220kV, 110kV đạt khoảng 7000km Tổng chiều dài cáp nội hạt đầu tư theo đường dây trung hạ : gần 5000km Ngồi ngành điện cịn thực thoả thuận hợp tác trao đổi cáp quang với nhà khai thác khác VNPT, Viettel trao đổi khoảng 3000km cáp Như tổng chiều dài tuyến cáp quang có ngành điện đạt khoảng 15.000km Các thiết bị truyền dẫn quang trang bị theo nhiều dự án với nhiều chủng loại nhiều nhà cung cấp từ modem quang n x2Mbps đến thiết bị truyền dẫn quang 155Mbps đến 2,5Gbps I-55 Vi ba Hầu hết tuyến vi ba sử dụng hệ thống vi ba sử dụng cơng nghệ PDH có tốc độ từ 2Mbps đến 34Mbps, xây dựng để kết nối trục thông tin 500kV với trung tâm điều độ làm trục thông tin từ trung tâm điều độ đến số vùng khu vực theo dự án SCADA Miền Bắc, Miền Trung, Miền Nam Trên hệ thống tồn nhiều tuyến sử dụng thiết bị vi ba MDS-450D dải tần số 500MHz, dung lượng tối đa 12 kênh, có chất lượng kém, độ tin cậy thấp, khơng thể truyền số liệu Các tuyến vi ba MDS-450D xem xét thay để giải phóng tần số cho mạng WLL/CDMA mà Tổng cơng ty triển khai toàn quốc Tải ba điện lực Tải ba Điện lực sử dụng phổ biến hệ thống mạng viễn thông điện lực, chủ yếu cung cấp kênh truyền cho hệ thống rơ le bảo vệ, kênh SCADA, dịch vụ điện thoại trực thông kết nối trung kế 4W E&M cho mạng tổng đài hạn chế dung lượng (02 kênh tiêu chuẩn) Số lượng kênh ít, chất lượng phụ thuộc vào kết cấu lưới điện, chi phí đầu tư tương đối cao, dung lượng không đảm bảo yêu cầu truyền SCADA nên phương tiện truyền dẫn không phát triển Cáp đồng Trong mạng viễn thông điện lực, cáp đồng sử dụng để kéo dài thuê bao, kết nối tổng đài đơn vị thành phố cung cấp kênh truyền cho số khách hàng thuê kênh truyền dẫn Tuy nhiên, tuyến cáp đồng chịu ảnh hưởng lớn sét nhiễu Vô tuyến VHF Là phương thức liên lạc vô tuyến đơn công, chủ yếu phục vụ công tác điều hành xử lý cố Công nghệ thông tin vô tuyến di động đơn công triển khai điện lực số vùng nhỏ phục vụ công tác sửa chữa bảo hành lưới điện khu vực A.2 Hệ thống chuyển mạch Trên hệ thống có đến 100 tổng đài PABX dùng riênh (dung lượng nhỏ, từ 16 đến 300 số) 10 hãng nước sản xuất khác nhau, kết nối chủ yếu qua trung kế 4W E&M, khơng có khả tính cước quản lý mạng, khơng có khả hỗ trợ kiểu báo hiệu SS7 Một số tổng đài kết nối thơng qua trung kế số 2Mbit/s tổng đài TBA 500kV, Trung tâm điều độ A0, A1, A2, A3 tổng đài số nhà máy điện lớn Các tổng đài trang bị trạm biến áp 220kV, điện lực tỉnh nhà máy điện khác chủ yếu kết nối với hệ thống trung kế dây E&M Do mạng có nhiều chủng loại tổng đài có chất lượng lực khác nên việc kết nối, quản lý bảo dưỡng gặp nhiều khó khăn, hiệu sử dụng hạn chế tin cậy khơng có khả phát triển Đầu năm 2005 hoàn thiện việc lắp đặt đưa vào vận hành tổng đài chuyển mạch vùng (Tandem) Hà Nội, Đà Nẵng, thành phố Hồ Chí Minh Cần Thơ sẵn sàng hỗ trợ kết nối mạng tổng đài ngành điện cung cấp thuê bao điện thoại công cộng cho đơn vị ngành I-56 A.3 Hệ thống mạng cung cấp dịch vụ Mạng điện thoại CDMA: Đã hoàn thiện việc lắp đặt BTS trung tâm tỉnh, thành phạm vi toàn quốc, nâng tổng số trung tâm chuyển mạch điều khiển lên 05 MSC/BSC 570BTS dung lượng khoảng 1.000.000 thuê bao, đảm bảo phủ sóng trung tâm tỉnh, thành phố phạm vi tồn quốc Mạng có khả cung cấp dịch vụ điện thoại cố định không dây (bao gồm fax & kết nối Internet tốc độ cao), dịch vụ di động nội vùng dịch vụ di động tồn quốc, cung cấp đường truyền khơng dây cho kết nối phục vụ điều độ vận hành hệ thống điện Mạng VoIP & Internet: Đã hoàn thiện việc xây lắp mạng lõi với 03 điểm nút đặt Hà Nội, Đà Nẵng Thành phố Hồ Chí Minh Đã hoàn thành xây dựng 35 POP cung cấp dịch vụ VoIP Internet cho 35 tỉnh, thành phố nước Trong năm 2006, cung cấp dịch vụ cho 64 tỉnh thành phạm vi toàn quốc, sẵn sàng cho kết nối truy cập phục vụ sản xuất truyền tải, phân phối kinh doanh điện 1.5.1.2 Tổ chức quản lý vận hành Công ty Thông tin Viễn thông Điện lực Công ty Thông tin Viễn thông Điện lực chịu trách nhiệm trực tiếp quản lý vận hành: - Hệ thống truyền dẫn đường trục quốc gia quốc tế - Các tuyến truyền dẫn quang đầu tư theo công trình điện, kết nối vào hệ thống để cung cấp đường truyền cho ngành điện kinh doanh viễn thông công cộng - Các tuyến tải ba đường dây 500kV số tuyến đường dây 220kV - Các tuyến cáp quang viba Công ty Thông tin Viễn thông Điện lực đầu tư - Các tổng đài trạm biến áp 500kV số tổng đài trạm biến áp 220kV, tổng đài chuyển mạch Toll, Tandem, MSC thuộc hệ thống mạng điện thoại di động, cố định Internet - Các đường truyền dẫn khác theo phân cấp Tổng Công ty để cung cấp đường kết nối cho đơn vị ngành điện Các công ty Truyền tải điện Các công ty Truyền tải điện chịu trách nhiệm quản lý: - Một số tuyến cáp quang, viba, tổng đài Công ty Truyền tải điện đầu tư Tổng công ty giao quản lý I-57 - Quản lý tài sản thiết bị thông tin trạm biến áp đơn vị trực thuộc công ty truyền tải điện - Chịu trách nhiệm phối hợp với Công ty Thông tin Viễn thông Điện lực kiểm tra, xử lý theo cầu Công ty Thông tin Viễn thông Điện lực Các công ty Điện lực Các công ty Điện lực chịu trách nhiệm quản lý - Mạng cáp quang nội hạt đường dây 110kV/35kV/22kV hạ công ty đầu tư thuộc phạm vi quản lý công ty - Phối hợp với Công ty Thông tin Viễn thông điện lực kiểm tra xử lý tuyến cáp quang nói theo u cầu Cơng ty Thơng tin Viễn thông điện lực Các Trung tâm điều độ Quản lý vận hành hệ thống SCADA, tuyến truyền dẫn đầu tư theo dự án SCADA A1, A2, A3 Các nhà máy điện: Quản lý vận hành mạng thông tin nội bộ, thiết bị phòng máy thuộc nhà máy điện đầu tư 1.5.1.3 Đánh giá trạng Trong năm gần đây, đặc biệt từ năm 2004, nhiều tuyến cáp quang đầu tư xây dựng Với mục tiêu chiến lược đáp ứng đầy đủ nhu cầu thơng tin phục vụ cơng tác tự động hố, điều độ điều khiển hệ thống điện đưa kinh doanh viễn thông công cộng thành hai lĩnh vực kinh doanh ngành điện, mạng viễn thơng điện lực không ngừng thay đổi chất lượng số lượng Tiềm mạnh: - Lợi có đường trục cáp quang Bắc - Trung - Nam, kết nối với nút thông tin khu vực Tổng số chiều dài cáp quang có trao đổi với Viettel VTN đến đạt khoảng 15.000km - Đầu tư xây dựng tuyến cáp quang đường dây điện lực thuận lợi chi phí thấp, độ tin cậy an toàn cao nhờ việc kết hợp cáp quang với dây chống sét (cáp quang OPGW) treo cáp quang ADSS tuyến cột có sẵn đường dây cao thế, trung hạ - Hợp tác đầu tư xây dựng trao đổi cáp quang với đối tác Viettel, VNPT, Đài truyền hình Trung ương… giảm chi phí đầu tư rút ngắn thời gian xây dựng - Có mạng viễn thơng dùng riêng, có tiềm lực tài mạnh, với sở hạ tầng rộng khắp nước với đội ngũ cán giàu kinh nghiệm Khó khăn hạn chế: I-58 - Tiến độ số tuyến cáp quang xây dựng theo công trình điện triển khai xây dựng chậm Tổ chức kết nối tuyến truyền dẫn quang rời rạc, chưa đồng bộ, thời gian đầu tư kéo dài, nhiều khu vực khơng khép kín hệ thống nên chưa phát huy hiệu tuyến thông tin quang đầu tư toàn hệ thống Các tuyến truyền dẫn quang có, hầu hết kết nối đến số trạm biến áp, nhà máy điện (xa khu vực dân cư), chưa kết nối thành mạng nên chưa sẵn sàng khai thác để kinh doanh viễn thông công cộng - Mạng nội ngành điện chủ yếu kết nối thông tin tải ba nên dung lượng độ tin cậy thấp Thông tin phục vụ nội ngành điện chất lượng kém, độ bao phủ hẹp (hầu hết điện lực chưa có đường truyền kết nối vào mạng dùng riêng ngành điện) - Chưa tổ chức mạng liên vùng liên tỉnh, số thiết bị chưa có phần mềm quản lý Thiết bị đầu tư theo nhiều dự án với tiến độ khác nên số nút có nhiều thiết bị nhiều nhà sản xuất gây khó khăn quản lý vận hành hiệu khai thác - Tình trạng thiết kế tuyến thơng tin theo dự án cơng trình điện nhiều cơng ty tư vấn thực thiếu tính tổng thể, không đồng với hệ thống thông tin khu vực Kinh nghiệm quản lý kinh doanh viễn thông cịn ít, thiếu cán giỏi chun ngành viễn thơng Chưa có hệ thống quản lý mạng tập trung Chưa có quy chế phân cấp điều hành hệ thống - 1.5.2 Hiện trạng khả điều khiển hệ thống ®iƯn cđa Trung t©m ®iỊu ®é Qc gia 1.5.2.1 Hiện trạng cấu tổ chức điều độ Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia quan vận hành hệ thống điện thuộc Tổng công ty điện lực Việt Nam, bao gồm: ƒ Cơ quan Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia, trụ sở Hà Nội ƒ Các Trung tâm điều độ Hệ thống điện miền bao gồm trung tâm: Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Bắc, Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung, Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Nam Điều độ HTĐ Quốc gia phân thành cấp: I-59 Cấp điều độ HTĐ Quốc gia cấp huy điều độ cao toàn HTĐ Quốc gia Cấp điều độ HTĐ Quốc gia quan Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia (gọi tắt A0) đảm nhiệm Cấp điều độ HTĐ miền chịu huy trực tiếp cấp điều độ HTĐ Quốc gia Cấp điều độ HTĐ miền Trung tâm Điều độ HTĐ miền (ĐĐM Bắc, ĐĐM Nam, ĐĐM Trung gọi tắt A1, A2, A3) đảm nhiệm Cấp điều độ lưới điện phân phối chịu huy trực tiếp điều độ cấp điều độ HTĐ miền tương ứng Cấp điều độ lưới điện phân phối Trung tâm Phịng điều độ Cơng ty Điện lực độc lập, Điện lực tỉnh, thành phố thuộc CTĐL 1, 2, đảm nhiệm 1.5.2.2 Nhiệm vụ TTĐĐQG Nhiệm vụ trọng tâm công tác điều độ HTĐ Quốc gia là: Cung cấp điện an toàn, liên tục; Đảm bảo hoạt động ổn định toàn HTĐ Quốc gia; Đảm bảo chất lượng điện năng; Đảm bảo HTĐ Quốc gia vận hành kinh tế 1.5.2.3 Nhiệm vụ cấp điều độ HTĐ quốc gia Chỉ huy điều độ HTĐ Quốc gia nhằm bảo đảm cho HTĐ Quốc gia vận hành an toàn, liên tục, ổn định, chất lượng đảm bảo kinh tế Lập phương thức vận hành cho toàn HTĐ Quốc gia Phối hợp với Ban liên quan Tổng công ty Điện lực Việt Nam lập dự báo nhu cầu phát điện (sản lượng công suất), lịch sửa chữa tuần, tháng, quý, năm NMĐ Lập phương thức vận hành ngày bao gồm: a) Dự báo đồ thị phụ tải HTĐ Quốc gia; b) Lập phương thức kết dây HTĐ Quốc gia ngày; c) Phân bổ biểu đồ phát công suất sản lượng cho NMĐ đáp ứng đồ thị phụ tải HTĐ Quốc gia; d) Giải đăng ký, lập phiếu thao tác đưa sửa chữa, kiểm tra, bảo dưỡng, thí nghiệm định kỳ đưa vào vận hành tổ máy, đường dây, thiết bị thuộc quyền điều khiển; đ) Xem xét thông qua việc giải đăng ký cấp điều độ HTĐ miền việc đưa sửa chữa, kiểm tra, bảo dưỡng, thí nghiệm định kỳ đưa vào vận hành tổ máy, đường dây, thiết bị thuộc quyền kiểm tra I-60 Tính tốn chế độ vận hành HTĐ Quốc gia ứng với phương thức thời kỳ đưa cơng trình vào vận hành Chỉ huy điều chỉnh tần số HTĐ Quốc gia; huy việc vận hành NMĐ điều chỉnh điện áp số điểm nút HTĐ Quốc gia Chỉ huy thao tác xử lý cố hệ thống điện 500 kV Chỉ huy khai thác, điều tiết hồ chứa Nhà máy thủy điện Tính tốn chỉnh định rơ le bảo vệ tự động HTĐ Quốc gia thuộc quyền điều khiển Cung cấp thơng số tính tốn ngắn mạch (cơng suất ngắn mạch, dịng điện ngắn mạch ) nút có điện áp ≥ 220kV ứng với chế độ vận hành cực đại cực tiểu Cung cấp giới hạn chỉnh định rơ le bảo vệ tự động cho lưới điện truyền tải thuộc quyền điều khiển cấp điều độ HTĐ miền đồng thời có trách nhiệm kiểm tra phối hợp trị số chỉnh định rơ le bảo vệ tự động thiết bị thuộc quyền kiểm tra cấp điều độ HTĐ Quốc gia 10 Tính tốn ổn định đề biện pháp nhằm nâng cao ổn định HTĐ Quốc gia 11 Tính tốn sa thải phụ tải theo tần số toàn HTĐ Quốc gia 12 Tính tốn quy định điện áp điểm nút HTĐ Quốc gia 13 Tính tốn tổn thất điện lưới truyền tải phục vụ công tác điều độ HTĐ Quốc gia 14 Lập phương thức, huy thao tác để đưa vào vận hành thiết bị, cơng trình thuộc quyền điều khiển 15 Chủ trì triệu tập đơn vị liên quan phân tích, tìm ngun nhân cố hệ thống điện 500kV, cố lớn HTĐ Quốc gia đề biện pháp phòng ngừa 16 Tổ chức diễn tập xử lý cố toàn HTĐ Quốc gia Tham gia kiểm tra diễn tập xử lý cố HTĐ miền, NMĐ, trạm điện 17 Tổ chức đào tạo bồi dưỡng, huấn luyện chức danh cấp điều độ HTĐ Quốc gia, nghiệp vụ điều độ cho cấp điều độ Tham gia đào tạo, bồi dưỡng, huấn luyện, kiểm tra chức danh KSĐH HTĐ miền, Trưởng ca NMĐ thuộc quyền điều khiển Trưởng kíp T500 18 Quản lý vận hành hệ thống SCADA/EMS hệ thống máy tính chuyên dụng 19 Tổng kết, báo cáo Lãnh đạo Tổng cơng ty Điện lực Việt Nam tình hình sản xuất truyền tải hàng ngày, hàng tuần, hàng tháng, hàng quí, hàng năm Tham gia đánh giá việc thực phương thức giao cho đơn vị I-61 20 Tham gia phân tích tìm ngun nhân cố lớn HTĐ miền, NMĐ đề biện pháp phòng ngừa 21 Tham gia Hội đồng nghiệm thu thiết bị công trình theo u cầu Tổng cơng ty Điện lực Việt Nam 22 Tham gia công tác xây dựng quy hoạch phát triển nguồn, lưới điện, hệ thống thông tin liên lạc SCADA/EMS/DMS phục vụ điều độ HTĐ Quốc gia Theo dõi tình hình vận hành HTĐ Quốc gia để đề xuất chương trình chống tải trạm biến áp đường dây cấp điện áp 66kV, 110kV, 220kV, 500kV 23 Chủ trì (hoặc tham gia) biên soạn chỉnh lý tài liệu, quy trình liên quan đến công tác điều độ HTĐ Quốc gia 24 Tham gia cơng trình nghiên cứu khoa học liên quan đến công tác điều độ chiến lược phát triển HTĐ Quốc gia I-62