Thanh Tâm ·
1 năm trước
 3633

Tổng quan về nhiệt điện than Việt Nam

Số lượng, công suất và công nghệ các nhà máy nhiệt điện than của Việt Nam có nhiều biến động, thay đổi theo từng giai đoạn phát triển của đất nước. Tuy nhiên, dù ở giai đoạn nào, nhiệt điện than cũng là nguồn điện không thể thiếu.

Thời kỳ trước năm 1975

Nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) than đầu tiên của Việt Nam là Nhà đèn Vườn hoa, được người Pháp xây dựng tháng 2/1894 tại Hải Phòng. Tiếp đó, tại khu vực Bắc Bộ, Trung Bộ, các nhà máy nhỏ, quy mô không quá 10 MW, thông số hơi thấp lần lượt được xây dựng.

Tới tháng 10/1954, tổng công suất nguồn điện miền Bắc chỉ khoảng 31,5 MW với sản lượng điện khoảng 53 triệu kWh/năm. Để đáp ứng nhu cầu điện năng, cùng với việc sửa chữa, cải tạo, nâng cấp các nhà máy điện do Pháp để lại, trong các năm 1955 - 1960, Việt Nam đã khởi công xây dựng và đưa vào vận hành một số NMNĐ than mới có công suất nhỏ và vừa, thông số hơi trung áp (áp suất/nhiệt độ đến 3,43 MPa (35 bar)/435 độ C), công nghệ lò ghi xích và lò than phun.

Nhiệt điện than tại Việt Nam. (Ảnh:ITN)

Năm 1961, với sự giúp đỡ của Liên Xô, Việt Nam khởi công xây dựng NMNĐ Uông Bí - nguồn điện chủ lực của miền Bắc. Bên cạnh đó, Nhà máy Nhiệt điện Ninh Bình công suất 100 MW do Trung Quốc giúp đỡ cũng được đưa vào vận hành từ 1974. Đây là những nhà máy điện than có công suất lên tới hàng trăm MW đầu tiên do Việt Nam đầu tư xây dựng.

Tuy nhiên, trong suốt cuộc chiến tranh chống Mỹ, các nhà máy điện luôn là trọng điểm bắn phá của máy bay Mỹ. Mặc dù CBCNV ngành Điện đã không ngại hy sinh, bám lò, bám máy, duy trì sản xuất, nhưng do hầu hết các cơ sở phát điện ở miền Bắc đều bị bắn phá ác liệt, nhiều nhà máy bị hư hỏng nặng, có những nhà máy bị phá hoại hoàn toàn, nên sản lượng nhiệt điện than liên tục giảm. Ở miền Nam, đến cuối năm 1974, có một số NMNĐ than được vận hành với tổng công suất hơn 250 MW, trong đó, quy mô lớn nhất là Nhiệt điện Thủ Đức (165 MW).

Thời kỳ 1976 - 1990

Sau khi đất nước thống nhất, Việt Nam bắt đầu thực hiện Tổng sơ đồ phát triển điện giai đoạn I từ năm 1981 - 1985. Để khắc phục tình trạng mất cân đối trầm trọng về cung cầu điện, miền Bắc tập trung đẩy nhanh tiến độ xây dựng NMNĐ than Phả Lại 1 gồm 4 tổ máy (4x110 MW) và thực hiện sửa chữa, nâng cấp các nhà máy khác. Nhờ được bổ sung, củng cố nguồn phát điện, trong giai đoạn 1980 - 1990, sản lượng điện sản xuất của các nhà máy nhiệt điện than luôn chiếm khoảng 40% tổng sản lượng toàn hệ thống điện.

Thời kỳ 1991 - 2010

Thời kỳ này, Việt Nam tập trung khai thác mạnh mẽ nguồn thủy điện. Trong suốt 20 năm, Việt Nam chỉ có thêm 5 NMNĐ quy mô vừa và lớn được đưa vào vận hành thương mại. Do vậy, sản lượng từ nguồn nhiệt điện than trong giai đoạn này chỉ chiếm 10-16% tổng sản lượng điện toàn quốc.

Thời kỳ từ 2011 đến nay

Theo điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011- 2020 có xét đến năm 2030 (Quy hoạch điện VII điều chỉnh), đến năm 2020, tổng công suất các nhà máy nhiệt điện than khoảng 26.000 MW (chiếm 42,7% công suất nguồn toàn hệ thống), sản xuất khoảng 131 tỷ kWh (chiếm 49,3% sản lượng điện). Theo đó, từ 2011, hàng loạt NMNĐ than công suất lớn (600 - 1.200 MW) trên cả nước liên tục được đưa vào vận hành. Nhiệt điện than ngày càng khẳng định vai trò là nguồn điện chủ lực, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.

Nhiệt điện than chiếm tới 46% tổng lượng điện sản xuất của hệ thống điện năm 2021. (Ảnh ITN)

Tính đến cuối năm 2021, công suất lắp đặt của nhiệt điện than đạt khoảng 24,7 GW chiếm 32% tổng công suất nguồn điện của hệ thống. Phần lớn công suất của các nhà máy nhiệt điện than hiện có thuộc sở hữu của các tập đoàn nhà nước như Tập đoàn Điện lực Việt Nam - EVN (57%), Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam - PVN (11%) và Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam - TKV (7%). Các nhà máy nhiệt điện than được đầu tư theo hình thức BOT và IPP chiếm lần lượt 16% và 9% về công suất lắp đặt. Với đặc điểm vận hành ổn định, không phụ thuộc vào các yếu tố tự nhiên như đối với các nguồn điện tái tạo, nguồn điện được sản xuất từ nhiệt điện than chiếm tới 46% tổng lượng điện sản xuất của hệ thống điện năm 2021 với hơn 118 tỷ kWh.

Các nhà máy nhiệt điện than ở Việt Nam được phân loại dựa trên 2 yếu tố chính là: công nghệ đốt và thông số hơi. Về công nghệ đốt, các nhà máy nhiệt điện than tại Việt Nam đang sử dụng một trong hai loại: lò đốt than phun - PC và lò hơi tầng sôi tuần hoàn - CFB. Các nhà máy dùng công nghệ PC hiện có hiệu suất 32-41%, trừ một số nhà máy có hiệu suất thấp do đã vận hành lâu năm như Ninh Bình (23%), Phả Lại 1 (26,38%). Các nhà máy thông số hơi trên tới hạn (Vĩnh Tân 1, Duyên Hải 3 và Duyên Hải 3MR) có hiệu suất thô tính theo nhiệt trị thấp khoảng 37-41% trong khi các nhà máy sử dụng thông số cận tới hạn như Mông Dương 2, Vĩnh Tân 4, Vũng Áng 1 có hiệu suất 33-38%.

Hiện tại, các nhà máy điện ở Việt Nam (tùy theo tình trạng thiết bị) hàng năm sẽ tiến hành tiểu tu, sau khoảng 2 năm sẽ tiến hành trung tu và sau 4-5 năm vận hành sẽ tiến hành đại tu toàn bộ tổ máy. Quá trình sửa chữa, bảo dưỡng tổ máy một cách định kỳ sẽ giúp tăng sự ổn định và đảm bảo hiệu suất của thiết bị trong quá trình vận hành. Việc quản lý vận hành bảo dưỡng như hiện nay còn nhiều thách thức, chẳng hạn như các quy định về chế độ bảo dưỡng bắt buộc chưa cụ thể, quy trình bảo dưỡng chưa hoàn thiện…

Những năm gần đây, công tác bảo vệ môi trường đối với các nhà máy nhiệt điện than cũng đã được quan tâm, đầu tư hơn. Trong giai đoạn 2000-2015, nếu các nhà máy nhiệt điện than chỉ được đầu tư thiết bị xử lý bụi, SOx thì đến giai đoạn 2015-2020 nhiều nhà máy đã được đầu tư thêm thiết bị xử lý NOx. Hiện tại tất cả các nhà máy nhiệt điện than đã được lắp đặt hệ thống lọc bụi tĩnh điện (ESP) với hiệu suất xử lý bụi đạt trên 99,7%. Năm 2019, các nhà máy nhiệt điện than phát thải 106 MtCO2, chiếm 84% tổng phát thải trong lĩnh vực sản xuất điện. Hiện các nhà máy nhiệt điện than ở Việt Nam đều chưa áp dụng công nghệ thu hồi CO2 do mức độ sẵn sàng của các công nghệ này ở Việt Nam là rất thấp.

Tương lai cho điện than Việt Nam

Các cam kết mạnh mẽ của Việt Nam tại Hội nghị thượng đỉnh về biến đổi khí hậu của Liên hợp quốc lần thứ 26 (COP26) sẽ có nhiều tác động đến tương lai ngành điện than. Bên cạnh tuyên bố hướng tới phát thải ròng bằng “0” đến năm 2050, Việt Nam đã  ký kết Tuyên bố chung về chuyển dịch từ than sang năng lượng sạch, trong đó cam kết dừng sản xuất điện than không có công nghệ thu hồi CO2 đến năm 2040, ngừng cấp giấy phép mới cho các dự án nhiệt điện than không có công nghệ thu hồi CO2 mà chưa hoàn tất quá trình phê duyệt tài chính và ngừng xây dựng các dự án nhiệt điện than mới không có công nghệ thu hồi CO2. Dự thảo Quy hoạch điện VIII bản tháng 11/2021 cũng đã có sự điều chỉnh giảm và giãn tiến độ xây mới các nhà máy nhiệt điện than, trong đó cắt giảm khoảng 7,8 GW các dự án khó khả thi như Quỳnh Lập I&II (2,4 GW), Vũng Áng III (2,4 GW), Long Phú II (1,2 GW) và Long Phú III (1,8 GW). Tuy nhiên, tổng công suất điện than trong dự thảo đến năm 2030 vẫn đặt mục tiêu là 39,7 GW (tăng ~15 GW so với tổng công suất lắp đặt nhà máy điện than năm 2021) và đạt 50,9 GW vào năm 2045.  

Thời gian tới, sự phát triển nhanh chóng của các nguồn năng lượng tái tạo như gió và mặt trời đã ảnh hưởng mạnh mẽ đến chế độ vận hành của các nhà máy điện than. Mặc dù trong năm 2020, các nhà máy này vẫn được huy động ở mức tương đối cao với số giờ vận hành trung bình là 6.250 h/năm (trừ các nhà máy mới đi vào vận hành năm 2020 là Hải Dương và Sông Hậu 1), trong tương lai số giờ vận hành của các nhà máy nhiệt điện than sẽ giảm dần khi tỷ trọng năng lượng tái tạo tiếp tục tăng lên. Theo đó, chế độ làm việc của các nhà máy điện đốt than cũng sẽ thay đổi, điều này ảnh hưởng đến hiệu suất nhiệt và tuổi thọ thiết bị.

Để có thể thích ứng được với việc vận hành trong điều kiện này thì yếu tố tiên quyết là các nhà máy cần tăng được độ linh hoạt. Bên cạnh đó, với yêu cầu ngày càng cao về tiêu chuẩn/quy chuẩn môi trường, kết hợp với sự phát triển về kinh tế - xã hội, sẽ đòi hỏi sự đáp ứng cao hơn về mức phát thải (bụi, SO2, NOx, nước thải, chất thải rắn) và nguồn nước thải làm mát hoặc nước thải từ dây chuyền công nghệ của các nhà máy nhiệt điện. Đặc biệt, với các cam kết mạnh mẽ về cắt giảm phát thải sẽ có thêm các yêu cầu về thu hồi CO2 phát thải trong quá trình vận hành nhà máy hay dừng vận hành trước thời hạn đối với một số nhà máy điện than.