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 depuis le 21 juin 2022) ; de l'unité S1 (600 MW) de la centrale thermique de Vung Ang 1 (incident depuis le 19 septembre 2021) ; de l'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, représentant 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 de 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 un avis officiel ordonnant à PVN et PVPower de résoudre le problème en urgence. Cela a provoqué une pénurie d'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, survenu le 21 juin 2022, la réparation n'était pas encore terminée au moment de l'inspection. La centrale thermique de Cam Pha n'a pas encore mis en œuvre le système de signalement des incidents de l'unité S2 conformément à la réglementation ; elle n'a pas organisé d'évaluation et d'analyse des causes de l'incident ; et elle a examiné les responsabilités des organisations et des personnes concernées 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 révélé que le démarrage de l'unité S3 de la centrale thermique de Duyen Hai 3 avait été retardé. Le délai entre le démarrage et le raccordement au réseau de l'unité S3 a duré plus de 7 jours, ce qui a nécessité la mobilisation d'une production d'électricité supplémentaire à partir de sources hydroélectriques, provoquant une baisse 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 réalité, au moment de la recommandation d'A0, celle-ci n'avait pas été mobilisée. Par la suite, A0 n'a pas continué à recommander par écrit à EVN de mobiliser la centrale thermique BOT de Duyen Hai 2 pour maintenir le niveau d'eau en amont des réservoirs hydroélectriques pendant la saison sèche, conformément à la réglementation.
« 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 de 500 kV et 220 kV en fonctionnement et en surcharge augmentera de 134 en raison de l'exploitation de nombreuses centrales électriques à énergie renouvelable dans la région Centre. Ainsi, le nombre de lignes de 220 kV passera de 18 à 65, et celui du réseau Nord de 60 à 71.
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 n'ont pas amélioré leur situation de charge si les projets d'investissement et de construction connexes visant à soutenir la réduction de la charge n'ont pas été mis en service dans les délais prévus.
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'alimentation électrique à certains clients avec une production supérieure à 100 000 kWh/mois à Bac Ninh Electricity Company, Hai Phong Electricity Company Limited sous EVNNPC, Binh Thuy Electricity Company/Can Tho City Electricity Company sous EVNSPC, le contenu de l'avis n'était pas complet, comme l'heure prévue de reprise du courant.
« 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 au charbon pour la production d'électricité ; d'approuver les plans de réparation, d'entretien et de maintien des infrastructures de réception du charbon ; de piloter la mise en œuvre de la combustion mixte du charbon dans les centrales thermiques 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 a été incomplet 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 de charbon pendant une longue période, ne garantissant pas suffisamment de charbon pour la production d'électricité locale à certains moments. |
Source
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