CÔng ty lưỚI ĐIỆn cao thế miền bắC
tải về 291.21 Kb.
|
- Điều hướng trang này:
- III. Các công việc đã thực hiện theo phương án vận hành tối ưu để giảm sự cố, giảm tổn thất điện năng và tăng độ tin cậy cung cấp điện.
- 1.1. Triển khai chương trình vận hành tối ưu lưới điện
- 1.2. Chuyển đổi phương thức cấp điện.
- 2. Thực hiện chống quá tải, cải tạo thiết bị, giảm thiểu sự cố và giảm tổn thất lưới điện: 2.1. Đối với ĐZ 110kV
- 2.2. Đối với trạm 110kV
- 2.2.2. Lập phương án giảm thiểu sự cố MBA
- 2.2.3. Từng bước khai thác thiết bị để vận hành tối ưu, hoàn thiện sơ đồ và củng cố lưới điện 110kV
- Phân loại chi tiết các trường hợp khách quan (các yếu tố không do NGC quản lý và các vụ sự cố khách quan):
- Tính riêng cho lưới điện NGC quản lý:
III. Các công việc đã thực hiện theo phương án vận hành tối ưu để giảm sự cố, giảm tổn thất điện năng và tăng độ tin cậy cung cấp điện. 1. Triển khai chương trình vận hành tối ưu lưới điện, chuyển đổi phương thức cấp điện để giảm tổn thất và tăng độ tin cậy cung cấp điện 1.1. Triển khai chương trình vận hành tối ưu lưới điện: - Theo thống kê hiện nay Công ty có 89 TBA 110kV được cấp điện từ 02 đường dây trở lên, để đảm bảo không mất điện cho phụ tải khi tách 01 đường dây ra để sửa chữa, Công ty đã triển khai kiểm tra đồng vị pha tại thanh cái 110kV được 82 TBA, còn 7 TBA đang bổ sung TU và lập kế hoạch cắt điện để kiểm tra, phối hợp với Công ty TNHH Thí nghiệm Điện miền Bắc kiểm tra trong đợt thí nghiệm định kỳ năm 2014 - Triển khai kiểm tra đồng vị pha phía trung áp tại các trạm có từ 02 MBA trở lên có khả năng vận hành song song và thực hiện điều chuyển các MBA giữa các TBA để có thể vận hành song song, nhằm chuyển phương thức kết dây khi cần tách 01 MBA. Đến thời điểm hiện tại có 70 TBA với 02 MBA có khả năng hòa vận hành song song hoặc hòa thao tác. - Triển khai chương trình vận hành tối ưu tại các TBA này, cụ thể: + Thực hiện tách các MBA vận hành non tải để giảm tổn thất điện năng: Hiện thường xuyên tách 23 MBA để ở chế độ dự phòng, với tổng công suất 675 MVA. Việc tách các MBA vận hành non tải đã nâng mức mang tải của toàn Công ty lên thêm 5,0% + Căn cứ biểu đồ phụ tải, nhiều TBA phụ tải thấp vào thấp điểm đêm và vận hành đầy tải vào giờ cao điểm, đã phối hợp với các cấp Điều độ tách 01 MBA của trạm vào giờ thấp điểm và đưa hai MBA vào vận hành song song vào giờ cao điểm để giảm tổn thất tại các trạm như Nghĩa Lộ, Phù Yên, Lập Thạch, Lục Ngạn, Long Bối, Đồng Xuân, Nông Cống….vvv - Phối hợp giữa các Chi nhánh, Điều độ Công ty Điện lực trong lập kế hoạch cắt điện tháng, tuần và đang triển khai lập kế hoạch cắt điện theo Quý, trong đó có ghép nối lịch công tác giữa các đơn vị, đặc biệt là các đường dây liên thông cấp điện cho các tỉnh khác nhau. Đối với các dự án, công trình sửa chữa có quy mô lớn, phối hợp lập phương án cắt điện, phương án cấp điện cho các phụ tải tối ưu, điển hình là các dự án cải tạo trạm 110kV Mông Dương, cải tạo đường dây 173, 174 Phố Nối – Sài Đồng, đóng điện trạm Núi Pháo, cải tạo sơ đồ TBA Yên Phong….
Trong năm 2013, qua việc thực hiện chương trình vận hành tối ưu đồng thời đóng điện một số công trình TBA 220kV và xuất tuyến 110kV đã cải thiện được tổn thất điện năng trên lưới điện 110kV: - Xuất tuyến 173, trạm 220kV Phủ Lý: khi chưa đưa đường dây này vào vận hành, các trạm 110kV trong khu vực được cấp điện bởi các đường dây Ninh Bình – Phủ Lý và đường dây Nam Định – Lý Nhân có tổn thất điện năng trong khoảng từ 3,5 – 3,7%. Sau khi đường dây 173 220kV Phủ Lý vào vận hành, tổn thất khu vực đã giảm còn khoảng 1,7 % đến 28/1/2014 đã đóng điện thêm đường dây 172 trạm 220kV Phủ Lý – trạm 110kV Đồng Văn và 174 trạm 220 kV Phủ Lý – 110 kV Phủ Lý sẽ tiếp tục cải thiện được tổn thất của khu vực này. - Trạm 220kV Đô Lương và các xuất tuyến 110kV: Khi chưa đưa trạm 220kV Đô Lương vào vận hành, đường dây Hưng Đông – Tương Dương có tổn thất 3,2 – 3,7%, hiện nay tổn thất đường dây này đã giảm xuống dưới 1%. - Xuất tuyến trạm T500kV Quảng Ninh: Trước khi đóng điện các xuất tuyến 110kV, tổn thất toàn khu vực khoảng 3,5 – 3,7 %, sau khi đóng điện 06 xuất tuyến 110 kV, tổn thất khu vực giảm còn khoảng 2%, đang đề nghị A1 phân bố tải cho cả 06 đường dây thì tổn thất có thể sẽ giảm xuống thêm. Tính đến hết năm 2013, sản lượng nhận trên lưới 110kV là 31,5 tỷ kWh, tổn thất là 1.65% (Chỉ tiêu năm 2013 là 1.7%). 1.3 Thực hiện chuyển đổi phân cấp trong công tác điều độ lưới điện, thực hiện phiếu thao tác mẫu để giảm thời gian ngừng điện của khách hàng - Thực hiện chỉ đạo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam tại công văn số 1927/EVN-ĐQG-KTSX ngày 8/6/2012 về việc phân cấp quyền điều khiển, quyền kiểm tra theo yêu cầu vận hành HTĐ Quốc gia. Từ ngày 01/7/2012, Công ty Lưới điện cao thế miền Bắc sẽ thực hiện đăng ký cắt điện, giao nhận thiết bị và trao đổi thông tin vận hành với Điều độ A1. Từ ngày 01/11/2012 đến nay, Công ty Lưới điện cao thế miền Bắc đã chính thức thực hiện công tác đăng ký cắt điện có kế hoạch, đột xuất, giao/nhận đường dây, thiết bị với Trung tâm điều độ Hệ thống điện miền Bắc (A1) đối với các khu vực nhận điện Việt Nam. Nhìn chung sự phối hợp để thực hiện các công tác trong vận hành giữa A1 và NGC được đảm bảo và thuận tiện. - Thực hiện phiếu thao tác mẫu tại các trạm 110kV: Để thực hiện giảm thiểu thời gian thao tác, đảm bảo chỉ số độ tin cậy cung cấp điện, ngày 18/3/2013 Công ty Lưới điện cao thế miền Bắc (NGC) đã triển khai thực hiện viết phiếu thao tác mẫu tại các trạm 110kV, đến nay, Công ty đã phối hợp với A1 và các trạm 110kV hoàn thiện viết phiếu thao tác mẫu xong cho cho 144 trạm biến áp trong tổng sô 148 trạm biến áp do NGC quản lý, 04 trạm không thực hiện được phiếu thao tác mẫu là trạm Lý Nhân – Hà Nam và trạm Quảng Uyên, trạm Cao Bằng – Cao Bằng, trạm Phú Thọ - Phú Thọ do sơ đồ thiếu MC máy biến áp nên thao tác tách MBA ra khỏi vận hành phải phối hợp nhiều đơn vị để thao tác hoặc làm hở mạch vòng 110 kV.
Để thực hiện được chỉ tiêu giảm suất sự cố trong năm 2013, Công ty đã triển khai nhiều chương trình nhằm xử lý các khiếm khuyết đã phát hiện triên đường dây 110kV như: + Hoán đổi, lắp chống sét van trên các đường dây tại khu vực có mật độ sét cao và trên các đường dây nhiều sự cố do sét, tổng số 467 vị trí. + Chỉ đạo các đơn vị tập trung xử lý các khiếm khuyết đã phát hiện. Đặc biệt tập trung vào các đường dây nhiều sự cố như: 171, 172 Tiên Yên- Mông Dương (xử lý tăng cường cách điện); 171 E16.2 Cao Bằng- Bắc Kạn; 175, 176 E5.8 Hoành Bồ- Mông Dương; 173 E12.3 Yên Bái- Nghĩa Lộ; 173 A100 TĐ Hòa Bình- Mộc Châu; 172 E15.4 Đô Lương- TT Hòa Bình... các công việc gồm: Xử lý giảm trị số điện trở tiếp địa, thay cờ tiếp địa bị han gỉ để tăng cường tiếp xúc: 4.157 vị trí; Thay hoặc bổ sung cách điện: 6.735 chuỗi; Xử lý dây dẫn tổn thương: 233 khoảng cột; thay 1.420 mét dây AC120 đã cũ nát bằng dây mới; Xử lý tăng cường hoặc thay thế dây dòng thoát sét: 3.018 vị trí; Thay 3.025 mét dây chống sét cũ, không đảm bảo chất lượng; Xử lý mối nối, lèo: 1.933 vị trí; Giải phóng hành lang: 492 khoảng cột; Vệ sinh công nghiệp: 5.953 vị trí cột; Tăng cường néo ngang tuyến 18 vị trí. + Triển khai dự án lắp 135 bộ chống sét van trên các đường dây 110kV tại khu vực có mật độ sét cao, các đường dây bị sự cố nhiều do giông sét tại các khu vục Hà Giang, Tuyên Quang, Yên Bái, Quảng Ninh, Sơn La... + Phối hợp với phòng Điều độ của các Công ty Điện lực trong việc san và giảm tải cho các đường dây đã vận hành đầy tải hoặc quá tải trong thời gian gần đây tại khu vực Bắc Giang, Hưng Yên, Thái Bình, Bắc Ninh… + Tăng cường theo dõi tình hình mang tải các đường dây, đặc biệt là các khu vực có các đường dây thuộc mạch liên kết, đã mang tải lớn hoặc phương thức thường xuyên có sự thay đổi như Yên Bái, Lào Cai, Phú Thọ, Bắc Ninh, miền Tây, Thanh Hóa, Hưng Yên, Sơn La (liên hệ thường xuyên với trạm 220kV nguồn cấp) để kịp thời có biện pháp kiểm tra, xử lý các kiếm khuyết phát sinh trong vận hành, giảm thiểu các vụ sự cố.
+ Cải tạo đường dây 171, E3.7 Nam Định- Thái Bình (Thay cột bê tông ly tâm Trung Quốc cũ bằng cột thép tại các vị trí: 6, 8, 9, 10, 14, 15, 16, 18, 19. Thay dây dẫn AC120 bằng dây dẫn AC150 từ vị trí cột 05 đến vị trí 22 dài 4,5km. Thay dây chống sét mới TK50). + Đường dây 110kV lộ 175 +176 nhánh rẽ trạm 110kV Hà Tu (Thay dây dẫn, thay dây chống sét C-50; thay toàn bộ phụ kiện dây chống sét với chiều dài toàn tuyến 7,5 km). + Sửa chữa khắc phục khiểm khuyết đường dây 110kV lộ 172E14.2 - 173A14.10 Chiêm Hóa - Na Hang + Khôi phục năng lực truyền tải điện theo thiết kế của các đường dây. Sơn lại xà đỡ dây dẫn, dây chống sét cột BTLT và các vị trí cột thép bị han gỉ. Xử lý chống sạt lở móng vị trí cột. Thay dây dẫn và dây chống sét bị cóc xước, tổn thương trong khoảng néo. Xử lý khoảng cách pha đất. Sửa chữa, củng cố hệ thống dây thoát sét, thay chống sét van hư hỏng, thay dây néo ngang tuyến cột BTLT và hệ thống chống rung dây dẫn…: Đường dây 110kV lộ 173E22.1 – 172E22.3 Hà Giang - Bắc Quang; Đường dây 110kV lộ 172 E 9.5 Thiệu Yên- Bá Thước; Đường dây 110kV lộ171 A37 Ninh Bình - Thanh Hoá; Đường dây 172E15.1 Hưng Đông - Đô Lương; Đường dây 110 kV Hòa Bình - Sơn La (cung đoạn từ vị trí 275 - đến trạm 110kV Sơn La); Đường dây 110kV Phả Lại - Bắc Ninh; Đường dây 110kV Bắc Giang-Đồng Mỏ; Đường dây 110kV 175, 176 Ninh Bình - Bút Sơn; Đường dây 110kV 172 Mỹ Lộc - Lý Nhân... + Tổ chức diễn tập phòng chống lụt bão: Thay dây chống sét bị han gỉ nhiều kết hợp với xử lý các khiếm khuyết trên đường dây 110kV lộ 175E11.1 trạm 220kV Thái Bình- E11.3 trạm 110kV TP Thái Bình. Vệ sinh cách điện, nâng cao khoảng cách pha- đất đường dây 110kV 174 E6.2 Thái Nguyên- Bắc Kạn- Cao Bằng. + Lắp phân pha ACSR 185 + 70 đường dây 110kV 173E20.3 (trạm 220kV Lào Cai) đến 175E20.2 (trạm 110kV Lào Cai). + Triển khai thi công xây dựng đường dây 110kV cấp điện cho Nhà máy xi măng Vissai- Hà Nam. + Huy động các đơn vị trực thuộc tham gia xử lý, khắc phục tồn tại đường dây 110kV Yên Bái – Nghĩa Lộ kết hợp với thời gian cắt điện thi công công trình: Nâng cao năng lực truyền tải 110kV Yên Bái – Nghĩa Lộ, kẹp thêm dây AC 185 (đoạn từ trạm 110kV Nghĩa Lộ đến cột 157). + Thay dây siêu nhiệt đường dây 171, 172 220kV Lào Cai – Tằng Loong nhằm đảm bảo truyền tải đủ công suất cho phụ tải khu vực + Thành lập các đoàn kiểm tra thực địa đường dây do các đồng chí Phó Giám đốc trực tiếp tham gia tại các đường dây 171 (220kV) Sơn La- TĐ Nậm Công- TĐ Tà Cọ (E17.6- A17.14- A17.23); đường dây 173 Na Dương- Tiên Yên (A13.0- E5.6); đường dây 173 Yên Bái- Nghĩa Lộ (E12.3- E12.2); đường dây 174 Hưng Đông- Can Lộc (E15.1- E18.4); đường dây 173+174 Tuần Giáo- TĐ Lai Châu (E21.1- E29.3); đường dây 173 Tiên Yên- Quảng Hà (E5.6 - E5.19); đường dây 171 Bắc Quang- Khánh Hòa (E22.3- E22.2); đường dây 173 Đồi Cốc- XM Đồng Bành (E7.1- E13.4); đường dây 172 Yên Bái- Lào Cai (E12.3- E20.3). Qua kiểm tra phát hiện nhiều khiếm khuyết: Một số đường dây sử dụng rất nhiều cột bê tông ly tâm xà sắt sơn, vì vậy đến thời điểm hiện tại đã gỉ mọt nhiều, cách điện bị lão hóa, bẩn do gỉ sắt từ xà rớt xuống, một số khoảng cột khoảng cách pha đất không đảm bảo theo quy định, tiếp xúc nối đất chưa đảm bảo... + Các công việc đã làm được trong công tác khắc phục thiệt hại do thiên tai gây ra như: Xử lý chống sạt lở móng cột vị trí 91 đường dây 171E17.2 Sơn La- 171E17.4 Thuận Châu; Xử lý dây dẫn bị tổn thương do cơn bão số 5 khoảng cột 117– 118 đường dây 173E5.6 Tiên Yên- 171E5.19 Quảng Hà; Xử lý sự cố tại đường dây 173T500 Quảng Ninh– 171E5.2 Giáp Khẩu; San gạt đất bị sạt lở, nâng cao khoảng cách pha đất khoảng cột 225– 226 đường dây 171E12.3, 174A40 Thác Bà- Tằng Loỏng, Xây kè chống sạt lở móng cột vị trí 29B, 189, 40 Đường dây 110kV 172 (E21.1)Tuần Giáo ÷ 171 (E21.2) Điện Biên; Di chuyển tuyến đường dây 172 E6.11 - 172 E6.12 (Xi măng Quán Triều - Núi Pháo) từ vị trí 249 đến vị trí 256A sang tuyến mới... + Lập các dự án: Cải tạo, nâng tiết diện đường dây 171 Ninh Bình – Phủ Lý từ AC120 lên AC240, đường dây 110kV Đông Anh – Bắc Ninh (từ vị trí 75 đến 141) từ AC150 lên AC300 và nhánh rẽ Tiên Sơn từ AC185 lên AC300. Cải tạo, nâng tiết diện đường dây Việt Trì - Bãi Bằng từ một mạch AC185 lên 2 mạch AC240 (trước mắt kéo 1 mạch), đường dây và trạm 110kV Khe Chàm cấp điện cho các mỏ than khu vực Quảng Ninh. + Nâng cao khả năng truyền tải ĐZ 110kV lộ 172 E1.19 Sóc Sơn - Gò Đầm và nhánh rẽ Gò Đầm, Yên Bìn (Cải tạo 26km ĐZ 110kV lộ 172E1.19 bằng PA kẹp 01 dây dẫn AC185 cho mỗi pha hiện có để nâng tiết diện ĐZ 110kV này lên 2xAC185)
- Hoàn thiện thí nghiệm định kỳ 132 trạm 110kV, đồng thời kết hợp thực hiện các công việc như: + Kiểm tra sự phối hợp bảo vệ của ngăn lộ xuất tuyến và ngăn lộ tổng + Kiểm tra hệ thống tự động đóng lại các đường dây 110kV + Kiểm tra hệ thống rơ le bảo vệ cài đặt đúng phiếu và đúng thực tế vận hành. + Kiểm tra hệ thống sa thải tần số đảm bảo làm việc tốt. + Kiểm tra cách điện hệ thống cáp nhị thứ đảm bảo không xảy ra tình trạng chạm chập, gây ra bảo vệ tác động sai (do số lượng cáp nhị thứ nhiều, thời gian cắt điện hạn chế do vậy mới kiểm tra được các mạch chính). + Kiểm tra bảo vệ công nghệ MBA + Thực hiện các biện pháp chống nước mưa hắt vào tủ trung gian, động vật xâm nhập vào phòng phân phối….vvv + Thay thế các hàng kẹp bị gỉ tại các tủ trung gian. + Bó gọn cáp nhị thứ + Xiết lại hàng kẹp để tránh lỏng hàng kẹp như ở trạm 110kV Hưng Hòa + Thay thế các bulong đầu cốt đã bị gỉ, tiếp xúc không tốt + Thay thế các kẹp cực không phù hợp với dây dẫn - Đã phát hiện và xử lý: được 9 bộ OLTC có điện trở một chiều không đạt, 01 bộ chuyển nấc phía 35kV; Đã xử lý 26 máy cắt có điện trở tiếp xúc cao, 8 bộ chống sét van không đạt. Ngoài ra đã phát hiện và xử lý một số tồn tại của đồng hồ đa năng, rơle, kênh tín hiệu, bộ biến đổi nhiệt độ dầu, cuộn dây MBA… - Đã kiểm tra tổng thể hệ thống tự động đóng lặp lại đường dây và khắc phục các tồn tại ngay trong quá trình thí nghiệm. 2.2.2. Lập phương án giảm thiểu sự cố MBA, - Thống kê các chủng loại MBA theo hãng chế tạo, năm vận hành, các sự cố xẩy ra và số lần chịu ngắn mạch ngoài và dòng ngắn mạch ngoài lớn nhất… - Kiến nghị với các Công ty Điện lực chỉnh định lại hệ thống bảo vệ các đường dây trung áp, chỉ đặt TĐL đối với bảo vệ quá dòng điện cấp 1 (I>), các bảo vệ quá dòng cấp 2 (I>>) hoặc cắt nhanh không đặt TĐL. - Phối hợp với Điều độ Công ty Điện lực trong việc san tải cho các trạm khu vực, khai thác hiệu quả khả năng mang tải của MBA. Bên cạnh đó tại các đơn vị có mức dao động điện áp lớn, chỉ đạo trực ca vận hành trạm 110kV thường xuyên điều chỉnh nấc phân áp của bộ OLTC phù hợp, đảm bảo điện áp đầu ra trung áp theo mức tối ưu đã được phê duyệt. - Đối với các máy biến áp cấp điện cho các nhà máy luyện thép, đề nghị thay thế bằng các máy biến áp có Uk% lớn hoặc đề nghị lắp bổ sung kháng để hạn chế sự dao động của dòng điện khi lò hồ quang hoạt động. - Đối với các máy biến áp đã phát hiện ra khiếm khuyết của nhà chế tạo như Unindo, Cơ điện Thủ Đức và tổ chức sửa chữa ngay. Đến nay, đã sửa chữa được 14 máy biến áp UNIDO (còn 01 máy biến áp T2 Phong Thổ là chưa xử lý được do chưa cắt được điện) - Thay thế các bộ OLTC đã suy giảm chất lượng, thế hệ cũ. - Đối với các máy biến áp vận hành trên 20 năm và các máy biến áp có hàm lượng khí cháy trong dầu tăng cao cần phải tổ chức đánh giá tổng thể về chất lượng máy biến áp. - Lập dự án mua thiết bị giám sát phóng điện cục bộ PD - Lập phương án thay thế toàn bộ các chống sét van của Liên Xô và Trung Quốc thế hệ cũ. - Lập phương án hạ trị số tiếp địa tại các trạm 110kV có điện trở nối đất cao.
a. Triển khai chương trình hoán đổi MBA tại các trạm 110kV Bên cạnh việc triển khai kiểm tra đồng vị pha tại các thanh cái 110kV và phía trung áp tại các trạm có từ 02 MBA trở lên, có khả năng vận hành song song để có thể chuyển phương thức kết dây khi cần tách 01 MBA, thanh cái trung áp để sửa chữa, không làm mất điện khách hàng. Công ty đã tổ chức điều chuyển 14 MBA 110kV để đảm bảo vận hành song song và chống quá tải: T1 Nông Cống (25MVA), T2 Phi Trường (25MVA), T1 Mông Dương (40MVA), T2 Đồng Văn (40MVA), T1 Bắc Quang (16MVA lên 25MVA), T2 Lạc Sơn (20MVA); T2 Diễn Châu (25MVA), T1 Linh Cảm (25MVA), T1 Móng Cái (25MVA), T1 Hà Tu(25MVA), T1 Trình Xuyên (25MVA), T2 Phố Vàng (40MVA), T1 Phú Lương (25MVA lên 40MVA), T1 Sơn Dương (16 MVA lên 25MVA)
Đang triển khai các dự án hoàn thiện sơ đồ tại các trạm: 110kV Cao Bằng, Nghĩa Đàn, Phố Cao, Quảng Uyên, Hà Trung. Trong thời gian tới sẽ tiếp tục trình Tổng Công ty các dự án hoàn thiện sơ đồ còn lại (59 hạng mục hoàn thiện sơ đồ và bổ sung thiết bị). Khi hoàn thành sẽ giảm bớt thời gian mất điện trong quá trình thao tác hoặc do sự cố, tăng độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tải khu vực. c. Các dự án nâng công suất chống quá tải, thay các máy cắt dầu và Rơle cơ, chống sét van thế hệ cũ, tủ hợp bộ của Liên xô cũ: - Các máy cắt dầu và Rơle cơ, tủ hợp bộ, tủ điều khiển bảo vệ của Liên xô cũ: Một số trạm đã thực hiện thay thế trong năm 2012 chuyển tiếp năm 2013 như Cẩm Phả, Nghĩa Đàn, Quỳ Hợp, Gò Đầm, Tằng Lỏong, Vĩnh Yên, Thạch Linh, Long Bối, Lạng Sơn, Tuyên Quang, Cao Bằng...: + Cải tạo nâng cấp trạm 110kV Nghĩa Đàn - Nghệ An (Thay thế HT tủ thiết bị hợp bộ 10kV hiện tại bằng các tủ thiết bị hợp bộ 10kV mới, thay thế cáp tổng phía 10kV, thay thế tủ điều khiển, tủ bảo vệ các ngăn lộ đưòng dây 35kV bằng tủ mới sử dụng rơle KTS, tháo dỡ thu hồi các tủ điều khiển, bảo vệ cũ); + Cải tạo, nâng cấp trạm 110 kV Quỳ Hợp - Nghệ An (Thay thế hệ thống bảo vệ, điều khiển các ngăn lộ 35kV, các tủ hợp bộ 10kV, thay thế xà pooc tích bê tông bằng xà mạ kẽm nhúng nóng); + Cải tạo, nâng cấp trạm 110kV Cẩm Phả (thay 05 máy cắt C35-M cũ lộ: 332; 331; 312; 371; 374 bằng máy cắt chân không mới, thay thế tủ bảo vệ và điều khiển MBAT1 và các ngăn lộ 35kV bằng tủ bảo vệ, đo lường mới); + Cải tạo, nâng cấp trạm 110kV Tằng Loỏng - Lào Cai (Bổ sung ngăn lộ MC 110kV, tủ điều khiển, tủ bảo vệ và cáp nhị thứ các ngăn lộ 171, 172; thay thế 02 MC 35kV, thay thế hệ thống thanh cái 110kV bằng AC-240; thay thế hệ thống xà poóc tích bê tông bằng mạ kẽm nhúng nóng); + Cải tạo, nâng cấp trạm 110 kV Vĩnh Yên - Vĩnh Phúc (Thay thế hệ thống bảo vệ, điều khiển các ngăn lộ 35kV, thay tủ điều khiển lộ 131, thay thế các xà pooc tích; SCL thay thế 04 MC ngăn lộ 371, 372, 373, 374); + Trạm 110kV Thạch Linh: Thay thế 08 bộ DCL 35 kV đã cũ, hỏng nhiều. Thay thế 07 tủ MK phía 35 kV đã bị gỉ mọt. Thay thế hệ thống 08 điều hòa đã cũ, hỏng bằng hệ thổng điều hòa mới. + Cải tạo, nâng cấp trạm 110 kV Tuyên Quang (Thay thế 02 máy cắt ngăn lộ 131, 132 bằng máy cắt SF 6; Thay thế 07 tủ hợp bộ 10kV và 02 tủ TU 10kV; Thay thế cáp nhị thứ các ngăn lộ MBA T1, 131 và các ngăn lộ 10kV;Thay 6 bộ cầu dao 110kV 171-1;171-2;172-7;131-1;131-3 cũ hỏng do sử dụng lâu) + Trạm 110kV Giáp Khẩu: Thay 03 bộ DCL 110kV: 171-7, 172-7, 112-1. Thay 06 bộ xà pooctich bê tông cốt thép phía 110kV bằng xà thép mạ kẽm nhúng nóng. Thay thanh cái 110kV từ dây AC 120 lên AC 300 + Hoàn thiện dự án nâng công suất MBA T1 Cao Bằng, thay các thiết bị trung áp, kiến trúc... - Các bộ chống sét van có khe hở của Liên Xô và Trung Quốc thế hệ cũ còn nhiều, Công ty Lưới điện cao thế miền Bắc đã thực hiện sửa chữa lớn năm 2013 để thay thế tại 44 trạm biến áp 110kV bao gồm 328 quả chống sét van trung thế 35, 10, 6, 22kV, 173 quả chống sét van trung tính và chống sét van phía 110kV. - Lắp MBA T2 TBA 110kV Hà Tu - Quảng Ninh 63MVA; Lắp MBA T3 Yên Phong 63MVA; Lắp máy T1 SơnLa 25MVA; T1 Than Uyên 16MVA; Nâng công suất T1 Bắc Quang từ 16MVA lên 25MVA; nâng công suất T1 Gò Đầm 25MVA lên 63MVA, T1 Vũng Áng từ 25MVA lên 63MVA, T1 Phú Lương từ 25MVA lên 40MVA, T1 Sơn Dương từ 16MVA lên 25MVA. - Khắc phục thiệt hại do cơn bão số 5, số 6, 10, 14 gây ra tại các trạm 110kV Móng Cái, Hà Trung, Núi I, Sầm Sơn, Vũng Áng, Kỳ Anh, Hoàng Mai, Tiên Yên, Quảng Hà...; - Phối hợp thực hiện nâng công suất và lắp máy biến áp T2 của dự án SEIER.AF và đưa các TBA mới vào vận hành.
Каталог: ngc -> uploaded uploaded -> NỘi dung hội nghị thực hiện phiếu thao tác mẫU uploaded -> TỔng công ty đIỆn lực miền bắC ngc -> Mục tiêu nghiên cứu tải về 291.21 Kb. Chia sẻ với bạn bè của bạn:
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||