De nombreuses centrales thermiques rencontrent des problèmes
Les conclusions de l'inspection du ministère de l'Industrie et du Commerce sur l'approvisionnement en électricité ont répertorié de nombreuses pannes prolongées de générateurs qui ont affecté l'approvisionnement en électricité.
Il s'agit de l'unité S2 (300 MW) de la centrale thermique de Cam Pha (incident du 21 juin 2022) ; Unité S1 (600 MW) de la centrale thermique de Vung Ang 1 (incident depuis le 19 septembre 2021) ; Unité S6 (300 MW) de la centrale thermique de Pha Lai 2 (incident depuis le 16 mars 2021).
Les conclusions de l'inspection indiquent : Au cours des cinq premiers mois de l'année, les centrales thermiques au charbon du Nord ont connu 88 pannes de générateurs, affectant considérablement la capacité disponible de l'ensemble du système électrique du Nord.
Le nombre total de pannes de générateurs dans les centrales électriques gérées par EVN et GENCO (Generation Corporations) représente 51,1% (45/88), dont, dans la région Nord, le nombre de pannes de générateurs d'EVN et GENCO est de 26/50, ce qui représente 52% du nombre total de pannes de générateurs dans la région Nord.
« La lenteur dans la gestion des incidents et la restauration du fonctionnement des générateurs ont provoqué une pénurie d'approvisionnement en électricité du système électrique national, en particulier dans la région du Nord pendant la récente période de pointe », a indiqué la conclusion de l'inspection.
Plus précisément, l'incident avec l'unité S1 a duré du 19 septembre 2021. Au moment de l'inspection, la centrale thermique de Vung Ang 1 n'avait pas encore terminé les travaux de réparation, bien que le ministère de l'Industrie et du Commerce ait émis une dépêche officielle ordonnant à PVN et PVPower de résoudre le problème de toute urgence. Cela provoque une pénurie d’approvisionnement en électricité dans la région du Nord.
Les conclusions de l'inspection ont également indiqué que l'usine n'avait pas clarifié la cause exacte de l'incident et n'avait pas organisé d'examen des responsabilités des collectifs et des individus concernés.
Concernant l'incident de l'unité S2 (300 MW) de la centrale thermique de Cam Pha de TKV Power Corporation qui a duré du 21 juin 2022, au moment de l'inspection, la réparation n'avait pas été terminée. La centrale thermique de Cam Pha n’a pas encore mis en œuvre le régime de signalement des incidents de l’unité S2 comme prescrit ; organisé une évaluation et une analyse de la cause de l’incident; a examiné la responsabilité des organisations et des individus concernés par l’incident.
Le long temps de réparation du générateur S2 est également l’une des raisons de la récente pénurie d’alimentation électrique dans la région du Nord.
En outre, les conclusions de l'inspection ont estimé que le démarrage de l'unité S3 de l'extension de la centrale thermique de Duyen Hai 3 avait été retardé. Le temps écoulé entre le démarrage et le raccordement au réseau de l'unité S3 a duré plus de 7 jours, ce qui a nécessité de mobiliser une production d'électricité supplémentaire à partir de sources hydroélectriques, provoquant une diminution des niveaux d'eau et des sources d'énergie thermique au fioul.
Concernant la centrale thermique BOT de Duyen Hai 2, la conclusion de l'inspection indiquait : Le Centre national de répartition du système électrique (A0) avait recommandé à EVN de mobiliser la centrale thermique BOT de Duyen Hai 2, mais en fait, au moment de la recommandation de A0, elle n'avait pas encore été mobilisée. Après cela, A0 n'a pas continué à faire des recommandations écrites à EVN concernant la mobilisation de la centrale thermique de Duyen Hai 2 pour maintenir le niveau d'eau en amont des réservoirs hydroélectriques pendant la saison sèche comme prescrit.
« La mobilisation de la centrale thermique BOT de Duyen Hai 2 est retardée par rapport à la situation urgente du système électrique », a estimé la conclusion de l'inspection.
De nombreuses lignes sont surchargées.
En 2022, le nombre de lignes 500 kV et 220 kV pleinement opérationnelles et surchargées augmentera de 134 lignes en raison de l'exploitation de nombreuses centrales électriques à énergie renouvelable dans la région Centre. Ainsi, le nombre de lignes 220 kV est passé de 18 à 65 lignes et le réseau électrique du Nord est passé de 60 à 71 lignes.
En 2023, les lignes fonctionnent toujours à pleine charge et en surcharge, mais le nombre d'occurrences est inférieur à celui de 2022, le nombre de transformateurs à pleine charge (MBA) est supérieur à celui de 2022. Cependant, le niveau de surcharge du MBA est inférieur à celui de 2022.
Selon les conclusions de l'inspection, les lignes et les transformateurs qui fonctionnent à pleine charge/surcharge ne peuvent pas améliorer la situation de charge si les projets d'investissement de construction connexes pour soutenir la réduction de la charge ne sont pas mis en service dans les délais.
Le problème le plus important qui affecte directement l’avancement des projets d’investissement dans la construction est actuellement celui de l’indemnisation pour le défrichement des sites et la conversion des forêts à des fins d’utilisation.
« Avec ce problème, il est probable que dans les années à venir, le réseau de transport continuera à fonctionner à pleine capacité et à être surchargé dans les zones de centre de charge (grandes villes, provinces avec des zones industrielles concentrées, libérant des capacités d'énergie renouvelable...) », prédit la conclusion.
Panne de courant sans heure annoncée pour le rétablissement du courant
Selon les conclusions de l'inspection, les sociétés d'électricité ont demandé à toutes les unités ci-dessous d'avoir des avis dans tous les cas d'arrêt ou de réduction de l'alimentation électrique (urgence, non-urgence).
EVNHANOI et EVNHCMC surveillent de manière proactive les fluctuations de charge et ont élaboré des plans d'approvisionnement en électricité pour la saison sèche annuelle et des plans de réduction de la charge dans les situations d'urgence (en cas de pénurie d'électricité) conformément à la réglementation.
Dans le même temps, les unités EVN surveillent de manière proactive la charge, chargent les sociétés d’électricité affiliées d’élaborer chaque année des plans d’approvisionnement en électricité pour la saison sèche et des plans de réduction de la charge dans les situations d’urgence.
Toutefois, la conclusion de l'inspection a indiqué que : Le processus d'envoi d'avis d'arrêt et de réduction de l'approvisionnement en électricité à certains clients dont la production est supérieure à 100 000 kWh/mois à Bac Ninh Electricity Company, Hai Phong Electricity Company Limited sous EVNNPC, Binh Thuy Electricity Company/Ho Chi Minh City Electricity Company. Can Tho appartient à EVNSPC, le contenu de la notification n'est pas complet, comme le temps prévu pour reconnecter l'alimentation.
« Le délestage d'urgence de A0, A1, A2 (situation d'urgence) a entraîné des pannes de courant soudaines et inopinées pour les clients utilisant l'électricité à des fins de vie quotidienne, de production et commerciales à grande échelle, il était donc inévitable que de nombreux clients soient touchés », indique la conclusion.
La source de charbon n'est pas active Les conclusions de l'inspection ont également souligné un certain nombre de lacunes dans la gestion, la direction, l'exploitation et la préparation du combustible à base de charbon pour la production d'électricité des centrales thermiques. Chaque année, EVN publie des documents demandant à ses unités affiliées, GENCO 1, 2, 3, d'examiner, de déterminer la demande et de préparer le combustible à base de charbon pour la production d'électricité ; Approuver les plans de réparation, d’entretien et de maintenance des infrastructures de réception du charbon ; Mise en œuvre pilote de la combustion mixte de charbon dans les centrales électriques au charbon... Cependant, le processus de mise en œuvre de certaines centrales thermiques sous EVN et GENCO 1, 2, 3 n'a pas été opportun et n'a pas été complet selon les directives du Premier ministre et du ministère de l'Industrie et du Commerce, ce qui a conduit à une situation où certaines centrales thermiques ont eu de faibles stocks pendant une longue période, ne garantissant pas suffisamment de charbon pour la production d'électricité locale à certains moments. |
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