Công trình lắp tụ bù góp phần giảm tổn thất tại Trạm 220 kV Việt Trì
Từ năm 2000 đến nay, tỷ lệ tổn thất điện năng của Công ty Truyền tải điện 1 đạt mức trung bình khoảng 2%. Công bằng mà nói, sở dĩ kết quả tổn thất của PTC1 thường đạt được thấp hơn các công ty truyền tải khác, là do không phải chịu “gánh nặng” quản lý vận hành lưới điện truyền tải cấp 110 kV (hiện EVN đã bàn giao hệ thống lưới điện 110 kV của các Công ty Truyền tải điện 2, 3, 4 cho các công ty Điện lực quản lý vận hành). Hơn nữa, tình trạng miền Bắc thiếu điện nghiêm trọng vào mùa khô buộc phải truyền tải điện với công suất rất cao từ Nam ra Bắc, thông qua hệ thống lưới truyền tải (do các Công ty Truyền tải 2, 3, 4 quản lý). Điều này không những kéo theo nguy cơ rã lưới, giảm tuổi thọ hệ thống thiết bị mà còn gia tăng tỷ lệ tổn thất cho lưới điện do các công ty trên quản lý vận hành. Trong khi đó, lưới truyền tải của PTC1 không phải thực hiện nhiệm vụ này.
Những điều kiện khách quan trên thực ra cũng chỉ là một phần tác động tới tình hình tổn thất điện năng trên lưới điện do PTC1 quản lý mà thôi. Nhìn vào đặc thù đơn vị và những giải pháp của PTC1, mới thấy rõ quyết tâm và nỗ lực rất tích cực của toàn thể CBCNV Công ty trong công tác hạn chế tổn thất trên địa bàn quản lý, cũng như hiểu được cặn kẽ hơn vì sao hàng năm tỷ lệ tổn thất của PTC1 luôn thấp hơn chỉ tiêu EVN giao. Ông Vũ Ngọc Minh, Phó giám đốc Công ty cho biết: Đặc thù lưới điện truyền tải do đơn vị quản lý là có quy mô lớn nhất trong 4 công ty truyền tải của EVN (với 3 trạm 500 kV và 24 trạm 220 kV; gần 900 km đường dây 500 kV và 3000 km đường dây 220 kV). Hệ thống lưới điện lại phân bố chủ yếu ở vùng rừng núi,... Do đó, công tác quản lý vận hành nói chung cũng như công tác hạn chế tổn thất điện năng nói riêng của Công ty gặp nhiều khó khăn. Tuy vậy, với việc xác định giảm tổn thất luôn là nhiệm vụ trọng tâm, lãnh đạo PTC1 đã đề ra nhiều giải pháp tích cực, động viên CBCNV các đơn vị, nhất là với các đơn vị nằm ở khu vực khó khăn, vượt qua thách thức, phấn đấu đảm bảo vận hành hệ thống lưới điện an toàn, tin cậy, làm tốt nhiệm vụ giảm tổn thất, nâng cao chất lượng điện năng truyền tải. Những công việc quen thuộc và không thể thiếu tại các đơn vị, đó là: Vệ sinh sứ, phát quang hành lang tuyến, soi phát nhiệt các điểm tiếp xúc, thay thế, sửa chữa các thiết bị… Hệ thống đường dây 220 kV của PTC1 cũng đã được áp dụng công nghệ sửa chữa nóng. Đây là công nghệ sửa chữa đường dây điện tiên tiến của Ucraina, góp phần quan trọng nâng cao hiệu quả kinh tế và chống tổn thất cho hệ thống lưới truyền tải của PTC1.
Chương trình giảm tổn thất điện năng các năm trước và trong năm 2007 của PTC1 đều tập trung vào hai công tác quan trọng là quản lý điện năng và vận hành lưới điện. Đối với công tác vận hành lưới, Công ty hạn chế tối đa số lần cắt điện trạm và đường dây truyền tải để sửa chữa, mặt khác tăng cường kiểm tra tình trạng vận hành thiết bị trạm và đường dây. Công ty phối hợp hợp lý, hiệu quả với các nhà máy điện, công ty điện lực, trung tâm thí nghiệm điện, Trung tâm Điều độ HTĐ miền Bắc (A1), Trung tâm Điều độ HTĐ quốc gia (A0), trong mọi công việc lắp đặt mới, sửa chữa. Riêng với Trung tâm Điều độ A1, A0, Công ty giữ liên lạc chặt chẽ, phản ảnh thường xuyên tình hình thực tiễn thiết bị tại các khu vực, tạo cơ sở cho A1, A0 tính toán, bố trí phương thức vận hành tối ưu: Giảm phát vô công từ các nhà máy điện, kết dây và điểm mở vòng hợp lý, vị trí nấc biến áp, đóng cắt tụ bù... để giảm tổn thất điện năng...
Với quản lý điện năng, đây là công tác được PTC1 hết sức coi trọng, thể hiện rất rõ mức độ tổn thất trong quá trình quản lý vận hành. Công ty cố gắng đảm bảo quản lý chặt chẽ, minh bạch, chính xác hệ thống đo đếm điện năng và công tác giao nhận điện. Hiện nay, toàn PTC1 có 230 điểm ranh giới nhận và giao điện. Đây được xem là những vị trí khá “nhậy cảm”, nên được PTC1 đặc biệt quan tâm. Công ty phối hợp với các đơn vị có liên quan trong công tác giao nhận điện năng (nhà máy điện, công ty điện lực, trung tâm thí nghiệm điện) kiểm tra, kiểm định định kỳ hằng tháng cũng như đột xuất các điểm đo đếm điện năng ranh giới. Thực hiện nghiệm thu các điểm đo đếm mới phát sinh theo đúng “Quy định quản lý đo đếm điện trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam”. Đồng thời, phát hiện, xử lý nhanh các hiện tượng hư hỏng tại từng điểm đo đếm như hư hỏng công tơ, mất điện áp, mất mạch dòng điện, đảm bảo giảm thiểu tối đa sản lượng điện không qua đo đếm, xác nhận sản lượng truy thu chính xác. Các trạm biến áp đều có đủ hồ sơ lưu trữ rõ ràng, đảm bảo theo dõi sát diễn biến của toàn hệ thống đo đếm, các hiện tượng bất thường đều phải báo cáo về Công ty để có hướng xử lý kịp thời. Mặt khác, cán bộ nhân viên các trạm phải tăng cường kiểm tra, siết chặt các hàng kẹp mạch dòng áp; xây dựng kế hoạch chi tiết và chính xác kế hoạch cắt điện để xử lý tiếp xúc các mối nối đường dây và trạm để giảm tổn thất.
Theo ông Vũ Ngọc Minh, để nâng cao hơn nữa hiệu quả công tác giảm tổn thất điện năng, Công ty đã có văn bản trình và hiện EVN đang xem xét đầu tư trang bị thêm công tơ điện tử VISION để lắp đặt cho các điểm đo đếm 220 kV do Công ty quản lý. Loại công tơ này khi đưa vào vận hành sẽ theo dõi tổn thất điện năng chính xác hơn qua từng trạm biến áp, từng đường dây. Từ đó, sẽ giúp đơn vị phân vùng các khu vực có tổn thất cao, tạo hướng khắc phục và tính toán chính xác sản lượng điện theo biểu giá.
EVN đã yêu cầu các đơn vị tách điện tự dùng tại các trạm biến áp từ 110 kV-500 kV khỏi tổn thất điện năng của lưới điện để hạch toán riêng.
Kết quả thực hiện tổn thất của PTC1 giai đoạn 2000-2007:
Năm 2000: 2,32%; 2001: 3,05%; 2002: 2,67%; 2003:2,06%; 2004: 2,44%; 2005: 2,3%; 2006: 1,7%; dự kiến năm 2007: <2%