d. Thực hiện chương trình lắp đặt các thiết bị bù trên lưới điện

Để đảm bảo chất lượng điện áp đầu ra trên thanh cái trung áp của các trạm 110kV đạt mức tối ưu, giảm tổn thất điện năng trên lưới điện 110kV, Công ty Lưới điện cao thế miền Bắc đã lập phương án lắp đặt tụ bù tại các tại trạm 110kV Quỳ Hợp, Đô Lương, Việt Trì, Lạc Đạo… (Đã được giao A trạm 110kV Quỳ Hợp, Diễn Châu) và tiếp tục thực hiện phương án bù phía trung áp tại các trạm nhằm giảm tổn thất trên lưới điện. Để đảm bảo cấp điện chu khu công nghiệp Yên Phong, cấp điện cho SamSung, NGC đã điều động 01 giàn tụ bù từ Tằng Lỏong về lắp đặt cho trạm 110kV Yên Phong. Hiện nay, Công ty Lưới điện cao thế miền Bắc đang phối hợp cùng Tổng công ty tính toán triển khai kế hoạch lắp đặt tụ bù năm 2014 đạt chỉ tiêu của EVN giao.

Thực hiện chỉ đạo của Tổng công ty Điện lực miền Bắc (NPC) tại công văn số 4009/EVN NPC-B4+B10 ngày 19/09/2013 về việc hoàn thiện hệ thống SCADA và căn cứ Biên bản làm việc ngày 09/10/2013 giữa B10-NPC và Công ty Lưới điện cao thế miền Bắc (NGC) về công tác rà soát tiến độ hoàn thiện kết nối SCADA, tình hình thực hiện cụ thể:

NGC đã hoàn thành việc kiểm tra, cài đặt cấu hình các thiết bị thông tin của hệ thống SCADA theo định tuyến kênh mới

f. Triển khai chương trình quản lý và thu thập dữ liệu

Triển khai dự án thu thập thông số từ các trạm biến áp 110kV. Từ đó thu thập thông số vận hành, tín hiệu sự cố, sự kiện, trạng thái thiết bị tại các trạm 110kV, lưu dữ liệu, hiển thị tại máy tính trạm và truyền về trung tâm phục vụ công tác QLVH, thống kê báo cáo. Hiện nay đã cấu hình cài đặt tại 112 trạm biến áp theo dự án. Ngoài ra còn 13 trạm khác: 10 trạm đang chờ sẵn phần mềm, sẽ ghép nối giai đoạn sau và 3 trạm hiện đại hóa. Tuy nhiên một số trạm tín hiệu không tốt do đường truyền Internet.

Các trạm biến áp thường được thiết kế theo dạng sơ đồ cầu nhưng đấu transit hoặc bổ sung thêm hơn 2 đường dây nên không linh hoạt trong công tác vận hành khi có sự cố hoặc bất thường xảy ra, gây ra mất điện trong diện rộng. Điển hình như các trạm 110kV Lý Nhân, Hà Trung, Phố Cao, Tuyên Quang, Móng Cái, Thạch Tổ. Một số trạm 110kV được thiết kế theo sơ đồ cầu trong (không có máy cắt máy biến áp) nhưng nằm trong các mạch vòng của đường dây 110kV nên việc tách máy biến áp ra để sửa chữa rất khó khăn (Trạm 110kV Cao Bằng, Phú Thọ….vvv)

Một số trạm 110 cấp điện cho thành phố, thị xã thuộc trung tâm tỉnh hoặc các khu kinh tế, chính trị quan trọng chỉ có duy nhất một máy biến áp hiện còn trạm Phong Thổ - Lai Châu, … khả năng cấp hỗ trợ qua lưới trung thế từ các trạm trong khu vực rất ít, do chiều dài đường dây lớn, hoặc máy biến áp đã đầy tải do vậy khi có công tác sửa chữa hoặc có sự cố sẽ gây mất điện trong diện rộng dài ngày.

b. Thiếu các bộ TU, TI 110kV

Một số trạm sau khi được mở rộng các ngăn lộ hoặc được đầu tư mới, do đơn vị quản lý dự án và đơn vị tư vấn không khảo sát kỹ, nên tại một số trạm đang thiếu các bộ TI, TU như:

- Trạm 110kV Lạc Quần: Không có TI ngăn lộ 131, 132 nên hiện nay các bảo vệ cho đường dây đang phải lấy từ TI chân sứ máy biến áp cộng dòng với TI ngăn liên lạc 112.

- Thiếu các bộ TU đường dây ngăn lộ 171 Tuần Giáo, 171 Can Lộc…

- Thiếu các bộ TU thanh cái C11, C12 trạm 110kV Giai Phạm.

- Thiếu TU và hệ thống bảo vệ đường dây của trạm 110kV Bến Thủy.

- Thiếu TU đường dây 171 Diễn Châu

c. Tình trạng thiết bị trong các trạm biến áp

- Trên lưới điện của Công ty đang quản lý vận hành còn có các thiết bị máy cắt dầu của Liên Xô và Trung Quốc và các bộ TI khô của EMIC. Công ty đã tiến hành thay thế hành loạt do việc vận hành các thiết bị này dẫn đến nguy cơ đe dọa sự cố cao.

Trong các trạm biến áp hiện nay đang còn tồn tại về thiết bị sau:

+ Điện trở nối đất trạm không đạt ( Ví dụ: Chợ Đồn, Cầu Gồ, Hậu Lộc, Thanh Nông, Tràng Bạch, Quảng Uyên, Quang Sơn, TĐ Lai Châu…). Năm 2013 NGC đã xử lý trạm Quảng Hà, Chợ Rộc.

+ Các thiết bị trong tủ hợp bộ trung áp có khoảng cách pha pha, pha đất không đạt, trong khi đó thiết bị chưa được nhiệt đới hóa nên dễ xảy ra phóng điện, hoặc nổ các thiết bị.

+ Các tồn tại trong các dự án đầu tư mới như tồn tại Role, điện trở nối đất, thiết bị, hệ thống một chiều còn nhiều nên ảnh hưởng tới vận hành.

+ Các bộ OLTC của MR hiện nay có chất lượng kém thường xuyên phải xử lý lệch điện trở một chiều

- Nhà điều hành thường bị xuống cấp nhanh chóng, thiết kế không hợp lý nên khi mở rộng ngăn T2 thường không đủ khoảng không gian cần thiết ( Vũ Thư, Kiến Xương, Lập Thạch...)

- Một số dự án lắp đặt mới các máy biến áp có cuộn dây 22kV đấu tam giác và sử dụng cuộn tạo trung tính để tạo điểm nối đất giả là không đúng với thông tư 32 của Bộ Công Thương về quy định cấp điện áp nối đất. Trong khi đó công suất của máy biến áp tạo trung tính cho cuộn dây phía 22kV không đủ nên trong thực tế vận hành đã xảy ra các sự cố hư hỏng cuộn tạo trung tính như là các trạm: Lào Cai, Giếng Đáy, Lạc Sơn, Thạch Linh. Lục Ngạn…vvv. mặt khác do công suất cuộn tạo trung tính nhỏ chỉ có 250 kVA mà lắp đặt cho tất cả các gam máy biến áp từ 25 MVA đến 63 MVA do vậy dòng điện chỉnh định cho bảo vệ Io phía 22 kV rất nhỏ gây bảo vệ không chọn lọc. Hiện nay trên lưới điện của NGC đang phải vận hành 22 máy biến áp tạo trung tính không phù hợp với công suất máy biến áp.

2. Các bất cập trong vận hành

2.1 Nhiều đường dây liên kết quan trọng nhưng yếu

- ĐZ liên kết 172 Ninh Bình 220kV – 175 Nam Định dây AC 120 đầu phía 220kV Ninh Bình, khả năng hỗ trợ yếu.

- ĐZ liên kết 176 E3.7 Nam Định 220kV – 171E23.1 Ninh Bình 220kV – 173 E24.4 Phủ Lý 220kV( đoạn đầu 220kV Nam Định dây AC 185, đầu 220kV Ninh Bình và từ VT 50 đến 327 của ĐZ 173 E24.4 là AC 120) cấp nhiều trạm dọc tuyến, phụ tải cao thậm chí cả vào ban đêm, khả năng hỗ trợ ít.

- ĐZ liên kết 172 Việt trì 220kV – 173 TDThác Bà – 171 E12.3 Yên Bái 220kV, dây AC 185 chiều dài 106 km cấp 6 TBA110kV dọc tuyến, phụ tải cao, khả năng hỗ trợ ít, điện áp thấp, đường dây sẽ bị quá tải nặng hoặc phải sa thải phụ tải nhiều khi tách mạch vòng đầu nguồn từ một trong hai phía Thác Bà hoặc 220kV Việt Trì.

- ĐZ liên kết 171 Thác Bà – 173 Thái Nguyên 220kV, dây AC 185 chiều dài 113 km cấp 5 TBA 110kV dọc tuyến (đấu transit), phụ tải cao, khả năng hỗ trợ ít, điện áp thấp. Khi nhà máy thuỷ điện Thác Bà phát công suất thấp sẽ quá tải nặng đường dây phía đầu 220kV Thái Nguyên.

- ĐZ 175 Bắc Giang 220kV – Song Khê – Yên Phong – Đông Anh cấp điện cho 03 TBA (Song Khê, Yên Phong, T3 Võ Cường), phụ tải tiêu thụ rất lớn đặc biệt là KCN Sam Sung, có tiết diện đầu 220kV Bắc Giang là AC300 và đầu Đông Anh là AC185.

- ĐZ 171 nhà máy điện Ninh Bình – 171 Núi Một – 172,176 Ba Chè 220kV, dây AC 150 chiều dài 220 km, cấp 5 TBA 110kV dọc tuyến, phụ tải cao, khả năng hỗ trợ ít, điện áp thấp. Hiện đang mở vòng tại TBA Hậu Lộc, điện áp các trạm 110kV Hà Trung, Hậu Lộc, Hoàng Hoá giảm thấp vào cao điểm.

- ĐZ 174 E6.2 Thái Nguyên 220kV – Bắc Kạn – Cao Bằng 220kV – Cao Bằng 110kV – Quảng Uyên – Lạng Sơn là đường dây liên lạc 110kV có chiều dài lớn khoảng 230km. Đặc biệt phục vụ truyền tải công suất của NMTĐ Nho Quế lên Hệ thống điện, do TD Nho Quế có khả năng điều chỉnh kém dẫn tới nhiều lần xuất hiện dao động lưới khu vực, rơ le bảo vệ hoạt động không chính xác khi một trong các đường dây của mạch liên kết ra khỏi vận hành.

- ĐZ mạch vòng 173 (220kV Vân Trì) – 110kV Quang Minh - 171 Vĩnh Yên mang tải cao. Đường dây này sử dụng dây dẫn AC240 nhưng còn khoảng 1km đầu xuất tuyến Vân Trì là AC185, làm hạn chế khả năng hỗ trợ khi chuyển đổi phương thức.

- ĐZ mạch liên lạc 177, 178 Đông Anh – 177, 178 Bắc Ninh 220kV dây AC 300, đầu phía Đông Anh dây AC 150, phụ tải rất cao (hầu như đầy tải), nhất là thấp điểm đêm do nhiều phụ tải công nghiệp.

- ĐZ mạch vòng 173 Phố Cao – 172 Phố Nối 220kV dây AC 185 chiều dài 47 km, cấp 5 TBA 110kV trạm dọc tuyến, phụ tải cao, khả năng hỗ trợ ít. Khu vực này sẽ được cải thiện khi TBA 220kV Kim Động và các xuất tuyến 110kV vào vận hành.

2.2. Bất cập trong việc đấu nối, vận hành các NMTĐ

a. Lưới truyền tải đầu tư chưa kịp thời để thu gom công suất TĐ

Hiện nay các thủy điện đấu nối, phát công suất lên Hệ thống qua các đường dây, TBA 110kV do NGC quản lý tập trung nhiều tại các khu vực Sơn La, Hà Giang, Lào Cai, Lai Châu, Yên Bái

Với sơ đồ kết dây hiện nay và lượng công suất thừa tại các khu vực nêu trên có thể thấy các khu vực nêu trên chỉ có 01 TBA 220kV để thu gom công suất của các NMTĐ.

- Lào Cai+ Lai Châu: TBA 220kV Lào Cai

- Yên Bái (cụm thủy điện Nghĩa Lộ): TBA 220kV Yên Bái

- Sơn La: TBA 220kV Sơn La

- Hà Giang: TBA 220kV Hà Giang

Do có ít TBA 220kV gom công suất nên độ tin cậy, ổn định chưa được đảm bảo đặc biệt khi có sự cố tại các TBA hoặc ĐZ 220kV. Mặt khác do yếu tố địa hình nên các đường dây 110kV có chiều dài lớn làm tăng tổn thất truyền tải. Ngoài ra, với tốc độ đưa các NMTĐ mới vào vận hành nhanh và hàng loạt trong thời gian gần thì các MBA 220kV sẽ bị quá tải.

Như đã nêu ở trên, nhiều đường dây 110kV có chiều dài truyền tải lớn (khoảng cách từ các NMTĐ đến TBA 220kV) đặc biệt là các đường dây 173 E20.2 Lào Cai – Phong Thổ; 174A40 Thác Bà – VT404, 131 E22.4 (220kV Hà Giang) – Yên Minh; 173E12.3 (220kVYên Bái) – Nghĩa Lộ có nhiều NMTD đấu nối, điện áp tại đầu các NMTĐ thường xuyên tăng cao để đẩy công suất dẫn đến tình trạng quá điện áp kéo dài thiết bị 110kV tại các TBA 110kV: Lai Châu: 130 – 139kV; Nghĩa Lộ + Phù Yên: 122 – 129kV; Bắc Quang: 130kV

Trong một số trường hợp khi các đường dây 110kV liên kết, truyền tải công suất lớn như 171 E12.3 (220kV Yên Bái) – Nghĩa Lộ bị sự cố, xuất hiện tình trạng quá điện áp lớn (U = 145kV), đã từng xảy ra.

- Tình trạng quá tải các đường dây

Một số đường dây có nhiều thủy điện đấu nối, dẫn đến tình trạng quá tải đặc biệt vào mùa mưa:

- Đường dây 173 E20.2 Lào Cai – Phong Thổ:

09 thủy điện phát công suất lên đường dây với tổng công suất đặt là 101,9MW; dây AC185 – 510A (khả năng tải khoảng 88MW)

08 thủy điện phát công suất lên đường dây với tổng công suất đặt là 129,85MW; dây AC185 – 510A (khả năng tải khoảng 88MW), trong những tháng mùa mưa, ĐZ thường xuyên vận hành đầy tải và quá tải.

Có 10 thủy điện phát công suất lên đường dây với tổng công suất đặt là 120,4MW; dây AC185 – 510A (khả năng tải khoảng 88MW), NGC đã thực hiện kẹp dây phân pha ĐZ (kẹp thêm 01 dây AC185) để nâng cao khả năng truyền tải ĐZ

- Do có nhiều nhà máy thủy điện đấu nối nên việc cắt điện để sửa chữa, xử lý khiếm khuyết trên các đường dây rất khó khăn do ảnh hưởng tới lợi ích của các đơn vị quản lý nhà máy, đặc biệt là mùa mưa đối với các đường dây:

+ Đường dây 173 E20.2 Lào Cai – Phong Thổ: 09 NMTĐ đấu nối (05 TĐ phát 35kV qua TBA 110 + 04 TĐ 110kV) và 02 TBA 110kV.

+ Đường dây 177 E17.6 (220kV) Sơn La – Mường La: 08 NMTĐ đấu nối (01 TĐ phát 35kV qua TBA 110 + 07 TĐ 110kV) và 01 TBA 110kV.

- Với nhiều thủy điện đấu rẽ nhánh, mặt khác công tác quản lý hoặc chất lượng, hành lang an toàn của các đường dây khách hàng không đảm bảo dẫn đến nguy cơ xảy ra sự cố rất lớn (tính trong năm 2013, tổng số vụ sự cố của các đường dây khách hàng chiếm 20% trong khi đó số lượng km quản lý chỉ chiếm 6%), ảnh hưởng rất lớn đến độ tin cậy cung cấp điện đặc biệt là các đường dây của TĐ Quế Phong, Bá Thước, Sử Pán, Hương Sơn. Ngoài ra, xất hiện tình trạng dao động công suất dẫn đến tình trạng tác động sai của hệ thống rơ le bảo vệ đối với các đường dây khu vực Cao Bằng, Bắc Cạn, chưa được xử lý triệt để:

- Với nhiều TBA hoặc NMTD đấu nối T vào trục chính dẫn tới việc cắt điện để công tác ảnh hưởng đến cấp điện cho phụ tải trên diện rộng hoặc phát công suất của thủy điện, thao tác để tách 01 đường dây mất rất nhiều thời gian; tính toán rơ le chỉnh định khó đảm bảo tính chọn lọc; ngoài ra khi sự cố xảy ra công tác tìm điểm sự cố gặp nhiều khó khăn, mất thời gian do có nhiều điểm có cùng khoảng cách mà rơ le bảo vệ báo, như:

- ĐZ 171, 172 E6.2 220kV Thái Nguyên – Sóc Sơn cấp điện 07 TBA của khu vực Thái Nguyên

- ĐZ 177 Sơn La 220kV – Mường La có 06 NMTD đấu nối phát công suất lên Hệ thống.

- ĐZ 171, 172 E20.3 Lào Cai 220kV - 171, 172 E20.3 Tằng Lỏng – Thác Bà là các đường dây cấp điện cho 04 TBA và 05 NMTD, các nhánh rẽ tới TBA và NMD có chiều dài lớn.

- ĐZ 175, 176 E24.4 Phủ Lý 220kV – Ninh Bình 220kV cấp điện 06 TBA của khu vực Hà Nam

- ĐZ 131 E22.3 Hà Giang 220kV – Yên Minh cấp điện cho TBA Yên Minh, T1 Hà Giang và 03 NMTD khu vực kéo dài thời gian thao tác và xử lý sự cố.

Hiện các tỉnh Lai Châu và Điện Biên đang được cấp nguồn 110kV bởi các đường dây độc đạo 173 Lào Cai – Phong Thổ và Sơn La – Tuần Giáo độ tin cậy cung cấp điện không cao.

Máy cắt liên lạc thanh cái trung áp thuộc quyền điều khiển của Điều độ Lưới điện phân phối nên khi thao tác hòa song song máy biến áp phải do 2 cấp điều độ ra lệnh thao tác.

Một số phương thức chỉ lập lại 1 lần như đóng điện xung kích máy biến áp mới, A1 vẫn yêu cầu các trạm biến áp 110kV thực hiện phiếu thao tác mẫu.

Các phiếu thao tác đơn giản (từ 3 thao tác trở xuống) ví dụ đóng tiếp địa 3 phía MBA đang dự phòng để công tác. Đối với các thao tác này có thể lệnh trực tiếp mà không cần lập phiếu thao tác mẫu nhưng A1 vẫn yêu cầu các trạm biến áp 110kV thực hiện phiếu thao tác mẫu.

Khi ra lệnh thực hiện thao tác bằng phiếu thao tác mẫu KSĐH A1 vẫn yêu cầu trực ca trạm biến áp 110kV đọc lại phiếu thao tác gây kéo dài thời gian thao tác.

Trong phương thức vận hành ngày của A1 chưa thể hiện nội dung thao tác bằng phiếu thao tác mẫu được thực hiện bằng phiếu thao tác mẫu nào.

- Tiếp tục thực hiện chương trình hòa song song các MBA và hòa phương thức để giảm thời gian mất điện khách hàng.

- Xem xét đảo chuyển MBA trong nội bộ Công ty đảm bảo vận hành tối ưu và chống quá tải khu vực Bắc Ninh, Quảng Ninh, Thái Bình, Hà Nam, Lạng Sơn...

- Tiếp tục phối hợp và đề xuất với các cấp Điều độ phương án thay đổi kết dây để đảm bảo lưới điện vận hành an toàn, tránh vận hành quá tải các đường dây và TBA đặc biệt là các khu vực nhận điện Trung Quốc như Lào Cai, Yên Bái, Hà Giang, Tuyên Quang. Theo dõi thống kê các ĐZ, MBA đã thường xuyện vận hành đầy tải hoặc quá tải với phương thức cơ bản để có biện pháp nâng cấp, cải tạo.

- Phối hợp với các đơn vị và A1 trong việc triển khai thực hiện tốt phiếu thao tác mẫu tại các trạm 110kV đảm bảo việc an toàn, rút ngắn thời gian thao tác.

- Thực hiện nghiêm công tác kiểm tra trong vận hành, phát hiện kịp thời các khiếm khuyết, nguy cơ đe dọa sự cố để có phương án xử lý. Khai thác đầy đủ các thông tin về sự cố, bất thường trên thiết bị, báo cáo kịp thời lãnh đạo Công ty. Tổng rà soát các tồn tại trên lưới, phối hợp với Điều độ các PC để có phương thức cắt điện theo kế hoạch tối ưu, huy động tăng cường nhân lực từ các Chi nhánh khác nhằm giảm thời gian và số lần cắt điện.

Tiếp tục thực hiện phương án giảm sự cố máy biến áp như:

- 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 tốt nhất có thể.

- 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.

- Tiếp tục tổ chức sửa chữa MBA Unido còn lại, thay thế toàn bộ hoặc các tiếp điểm của các bộ OLTC đã suy giảm chất lượng, thế hệ cũ theo kế hoạch đã được duyệt.

- Tổ chức đánh giá tổng thể về chất lượng máy biến áp đã vận hành trên 20 năm và các máy biến áp có hàm lượng khí cháy trong dầu tăng cao.

- Trang bị các công cụ, dụng cụ để chuẩn đoán nhằm sớm phát hiện ra các hiện tượng đe dọa sự cố: Thiết bị kiểm tra phóng điện cục bộ, siêu âm, đo hàm lượng ẩm của cách điện….

- Để linh hoạt trong phương thức vận hành, chuyển đổi phương thức cấp điện khi công tác trên các đường dây 110kV và hạn chế thời gian mất điện khi thao tác tách lưới hoặc cắt chọn lọc và hạn chế vùng bị ảnh hưởng của sự cố, NGC đang từng bước triển khai thực hiện hoàn thiện sơ đồ nhất thứ tại các TBA 110kV, cụ thể thống kê hiện nay còn khoảng 60 TBA cần bổ sung MC và DCL hoặc các thiết bị khác. Giai đoạn năm 2014 sẽ lập phương án toàn bộ hạng mục và trình NPC giao vốn thực hiện.

- Thực hiện SCL thay thế các máy cắt dầu và Role cơ, tủ hợp bộ, tủ điều khiển bảo vệ của Liên xô cũ: Hà Giang, Việt Trì, Cẩm Phả, Phi trường, Trình Xuyên, Điện Biên, Mộc Châu... :

+ Trạm 110kV Hà Giang: Thay các tủ hợp bộ MC ít dầu 431, 412, 471, 472, 473, 475 bằng loại tủ MC hợp bộ chân không 22kV. Thay thế tủ hợp bộ TU C92 để phù hợp với cấp điện áp 22kV

+ Trạm 110kV Việt Trì: Thay tủ điều khiển đường dây 171, 172; thay cáp tổng 22 kV của MBAT5; thay thế tủ phân phối AC, DC; thay 10 DCL 110kV cũ, TI 112, TUC31, TU C32, 08 tủ MK và hệ thống mạch nhị thứ.

+ Trạm 110kV Cẩm Phả: Thay hệ thống thanh cái 110 kV, 35 kV. Thay tủ cấp điện xoay chiều, một chiều. Thay 16 tủ hợp bộ 6 kV gồm 14 tủ MC hợp bộ và 02 tủ TU hợp bộ. Thay 06 bộ dao cách ly 110kV : 171-7; 172-7; 112-1; 112-2; 131-1; 131-3. Thay cáp tổng 6 kV từ MBA T1 vào tủ tổng.

+ Cải tạo nâng cấp trạm 110kV Phi Trường: Thay thế 03 MC 110kV, thay thế 06 bộ CD 110kV, bổ sung 02 bộ CD 131-1, 132-2; Thay thế tủ ĐKBV T1 và T2; Thay tủ ĐKBV các ngăn lộ 35kV; Thay tủ AC, DC; Thay 06 bộ xà pooctic 110kV; Thay thế 08 quả TI 110kV, lắp bổ sung 01 quả TI 110kV.

+ Cải tạo, nâng cấp trạm 110 kV Trình Xuyên: Thay thế 02 máy cắt 110kV kèm theo trụ, móng; Thay dàn thanh cái 110kV từ AC-120 bằng dây AC185; Thay 02 bộ TU C31, C32 kèm theo trụ, móng; Thay 04 máy cắt 35kV kèm theo trụ, móng; Thay dàn thanh cái 35kV. Thay tủ BVĐK T1; Thay tủ BVĐK các ngăn lộ 35kV.

+ Trạm 110kV Mộc Châu: Sửa chữa, thay thế hệ thống tủ hợp MC 35kV, 22kV. Sửa chữa hệ thống nguồn một chiều.

+ Trạm 110kV Điện Biên: Sửa chữa hệ thống nguồn điện một chiều. Sửa chữa, thay thế dãy tủ hợp bộ thanh cái C41, C31 của Trung Quốc.

- Sửa chữa, thay thế bộ chuyển mạch bộ OLTC 13 MBA tại các trạm; Hà Giang, Giáp Khẩu, Lạng Sơn, Lạc Quần, Quảng Uyên, Bắc Việt trì, Phố Cao, Lạc Đạo, Giai Phạm, Mông Dương, Hòa Bình, Bến Thủy, Vĩnh Tường.

- Xử lý điện trở tiếp địa 8 trạm không đạt: Cầu Gồ, Chợ Đồn, Quang Sơn, Tràng Bạch, Thanh Nông, Nậm Nhùn, Lạc Sơn, Hậu Lộc.

- Đề nghị bổ sung dự án Lắp đặt thêm TU, TI tại các trạm 110kV để hoàn thiện sơ đồ, đảm bảo có thể đồng vị pha và hoạt động tin cậy cho mạch bảo vệ. Lắp đặt hệ thống bảo vệ đường dây các trạm 110kV còn thiếu.

- Đề nghị bổ sung các dự án cải tạo thay thế thiết bị tại các trạm Tiên Yên, Tằng Lỏong.

- Thực hiện dự án lắp MBA T2 Điện Biên, bổ sung danh mục lắp MBA T2 Phong Thổ; Lắp máy T2 trạm 110kV Hoằng Hoá; Xây dựng TBA 110kV Sông mã -Sơn La; Nâng công suất MBA T2 Yên Bái; Nâng công suất MBA T2 Tuyên Quang…

d. Thực hiện chương trình lắp đặt các thiết bị bù trên lưới điện

Hoàn thiện lắp đặt tụ bù tại các trạm 110kV Quỳ Hợp, Diễn Châu. Điều chuyển tụ bù trung áp tại các trạm hiện có. Tiếp tục lập phương án và triển khai lắp tụ bù cho các trạm theo tính toán của NPC (khoảng 357MVAR) nhằm giảm tổn thất trên lưới điện.

2.2. Công tác thực hiện trên đường dây:

a. Tiếp tục xử lý các tồn tại, SCL trên đường dây:

- 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 173E17.6 - 171E17.1 Sơn La - Mộc Châu; Đường dây 110kV lộ 173A100 - 172E17.1 Hòa Bình - Mộc Châu (cung đoạn CN Sơn La quản lý từ 275-395); Đường dây 110kV lộ 171E17.2 - 171E21.1 Sơn La - Tuần Giáo (Cung đoạn CN Sơn La quản lý từ 01-194); Đường dây 110kV lộ 174 E6.2 - 173E26.1 Thái Nguyên - Bắc Kạn; Đường dây 110kV lộ 173 E6.2 - 171E14.3 Thái Nguyên - Tuyên Quang (đoạn từ 171E6.12 Núi Pháo - 171 E14.3 Sơn Dương); Đường dây 110kV lộ 173E9.2 - 172A9.0 Ba Chè - Cửa Đạt - Nhánh rẽ trạm 110kV Triệu Sơn; Đường dây 110kV lộ 174E9.9 - 171E9.11 Thanh Hóa - Sầm Sơn; Đường dây 110kV lộ 172,174A40 - 172,171E20.1 Thác Bà - Tằng Loỏng; Đường dây 110kV lộ 173E12.3 - 171E12.2 Yên Bái - Nghĩa Lộ

- Cải tạo đường dây 110kV 172E14.2 - 173A14.10 Chiêm Hóa - Na Hang do có nhiều tồn tại để vận hành an toàn và có thể tạo mạch vòng từ TD Thác Bà – TBA Tuyên Quang - Chiêm Hóa – TD Tuyên Quang để giảm tải cho đường dây 171 Thác Bà – Thái Nguyên (đã triển khai cải tạo năm 2013 được 50%)

- Xử lý tiếp xúc dây và cờ tiếp địa chân cột, thoát sét ngọn cột

- Lèo tại một số vị trí cột bị ngắn, hoặc quá chùng, không đảm bảo khoảng cách pha đất,

- Trị số điện trở tiếp địa các vị trí cột cao hơn so với quy định.

- Kịp thời phát hiện và thay các chuỗi cách điện bị phóng điện do quá điện áp khí quyển.

- Rà soát xử lý các mối nối trên các đường dây thi công không đúng kỹ thuật và kiểm tra xử lý các vị trí dây dẫn bị tổn thương lâu ngày bị ăn mòn, dễ gây đứt dây khi phụ tải tăng.

- Tổng rà soát các tồn tại trên lưới, phối hợp với Điều độ các PC để có phương thức cắt điện theo kế hoạch tối ưu, huy động tăng cường nhân lực từ các Chi nhánh khác nhằm giảm thời gian và số lần cắt điện.

- Sử dụng tốt cột ERS để đảm bảo việc cung cấp điện trong quá trình thi công các hạng mục phải cắt điện trong thời gian dài như di chuyển cột, nâng tiết diện dây…

- Triển khai ĐZ và TBA 110kV cấp điện cho mỏ than Khe Chàm – Quảng Ninh.

- Đường dây 110kV từ TBA 220kV Phủ Lý đến TBA 110kV Phủ Lý (đoạn từ VT327- TBA 110kV Phủ Lý), chuyển tiếp từ AMB.

- Di chuyển tuyến đường dây 110 kV lộ 172 E6.11 - 172 E6.12 (Xi măng Quán Triều - Núi Pháo) từ vị trí 249 đến vị trí 256A sang tuyến mới. Tiếp tục đề xuất nâng cao khả năng truyền tải đường dây 173E6.2 - 172 TBA 110kV Núi Pháo.

- Nâng cao khả năng truyển tải đường dây 172 Thái Nguyên- Sóc Sơn nhánh rẽ Gò Đầm.

- Cải tạo các đường dây khu vực Bắc Ninh, Bắc Giang phục vụ cấp điện cho khu công nghiệp Yên Phong:

+ Nâng cao khả năng truyền tải ĐZ 110kV nhánh rẽ TBA 110kV Võ Cường: Lắp đặt thêm dây dẫn AC150 bằng kẹp phân pha với dây dẫn AC150 hiện có với chiều dài 1,9km; Bổ sung phụ kiện, khóa đỡ, khóa néo phù hợp, cải tạo các vị trí cột BTLT không đảm bảo bằng cột thép tăng cường lực, đảm bảo khoảng cách tĩnh không.

+ Nâng cao khả năng truyền tải ĐZ 110kV lộ 177 E7.6 Bắc Giang - Đình Trám (đoạn từ vị trí cột 169A đến TBA 110kV Đình Trám): Thay dây dẫn AC185 hiện có bằng dây dẫn siêu nhiệt ACCC223 cho 8,7 km đường dây lộ 177E7.6 Bắc Giang-Đình Trám (đoạn từ vị trí cột 169A đến TBA 110kV Đình Trám).

- Lắp thêm mạch 2 đường dây 171 E17.2 (110kV Sơn La) – 171 E17.4 (Thuận Châu) – 171 E21.1 (Tuần Giáo)

- Nâng khả năng truyền tải đường dây 172 A40 Thác Bà - Yên Bái

- Nâng khả năng truyền tải đường dây 171 E22.3 Bắc Quang – Khánh Hòa

- Nâng khả năng truyền tải đường dây 177 E17.6 Sơn La - Mường La

- Nâng cấp các đường dây tiết diện nhỏ và các đường dây đầy tải để giảm tổn thất điện năng theo chương trình giảm tổn thất điện năng và tính toán của NPC.

VI. Các kiến nghị .

Để công tác QLVH được thuận lợi, đảm bảo hoàn thành các mục tiêu năm 2014 và các năm tiếp theo, kính đề nghị Tổng Công ty tạo điều kiện:

- Từng bước bổ sung và hoàn thiện sơ đồ vận hành các TBA để linh hoạt trong phương thức vận hành, tăng độ tin cậy cung cấp điện, hạn chế vùng bị ảnh hưởng khi có sự cố hoặc thao tác.

- Để không lặp lại việc cải tạo, chắp vá các trạm 110 kV như hiện nay, đề nghị hoàn thiện quy định thiết kế định hình trạm biến áp, trong đó quy định thống nhất sơ đồ thiết bị nhất thứ có đủ máy cắt cho các phần tử (những trạm chưa cần thiết phải có đủ máy cắt, thì phải có quỹ đất dự phòng để lắp đặt đủ máy cắt khi có nhu cầu), diện tích nhà phân phối, sân phân phối, đường công vụ đảm bảo tối ưu trong vận hành và đảm bảo quỹ đất thuận tiện khi mở rộng, bổ sung các ngăn lộ, thiết bị sẵn sàng đáp ứng cho lưới điện thông minh sau này.

- Tính toán xem xét dung lượng lắp đặt tụ bù phía trung thế các TBA đảm bảo kinh tế và có đủ diện tích lắp đặt.

- Tổng công ty quyết liệt chỉ đạo các Đơn vị quản lý dự án đẩy nhanh tiến độ dự án sớm đưa các dự án vào khai thác đặc biệt là các dự án nằm trong Chương trình chống quá tải và giảm tổn thất điện năng 2013-2015 như: Ba Chè - Núi Một - Ninh Bình; Nâng công suất lắp T2 Đồng Mỏ, T2 Lý Nhân, Đường dây Kiến Xương Long Bối… Khắc phục triệt để các tồn tại của công trình trước khi đóng điện. Yêu cầu các đơn vị quản lý dự án phải nghiêm túc và cương quyết trong việc nghiệm thu đảm bảo chất lượng mối nối, dây dẫn… Đảm bảo công trình vận hành an toàn, tin cậy và kinh tế.

- EVN chỉ đạo đẩy nhanh tiến độ các dự án: TBA 220kV thu gom công suất thủy điện như 220kV Bảo Thắng, 220kV Than Uyên, ĐZ 220kV Cao Bằng – Thái Nguyên phục vụ truyền tải công suất của TĐ Nho Quế. Nâng công suất MBA AT4 A14.0 TĐ Tuyên Quang để tạo mạch vòng 110kV từ TĐ Tuyên Quang – TĐ Chiêm Hóa – TBA 110kV Chiêm Hóa – TBA Tuyên Quang – A40 Thác Bà để tăng độ tin cậy cung cấp điện khu vực Tuyên Quang. TBA 220kV Bỉm Sơn tách đường dây 171A37 Ninh Bình – Núi Một và phục vụ phát công suất của Thủy điện Bá Thước. Xây dựng các xuất tuyến 110kV từ TBA 220kV Hà Giang …

- Khu vực nhận điện Trung Quốc:

+ Với việc nhiều nhà máy TĐ đi vào hoạt động từ năm 2012 khu vực Lào Cai và Hà Giang, lượng công suất thừa lớn, kiến nghị EVN điều chỉnh giảm lượng điện năng mua qua các đường dây 110kV Hà – Lào, Mao – Hà và đường dây 220kV nguồn Tân Kiều – Mã Quan hoặc với các đường dây 110kV có thể ngừng mua điện để linh hoạt hơn trong phương thức vận hành, giảm bán kính cấp điện và hạn chế phải chuyển nguồn của các TBA khu vực Tuyên Quang, Bắc Giang, Phú Thọ, Vĩnh Phúc, giảm tổn thất điện năng trên lưới 110kV.

+ Đối với nguồn Thâm Câu – Móng Cái: Hiện khu vực miền Đông Quảng Ninh đã có KCN Hải Hà đi vào hoạt động, yêu cầu cấp điện ổn định cao, với sơ đồ kết dây hiện tại thì khả năng đảm bảo điện áp nguồn Việt Nam không cao bằng nguồn Thâm Móng (do có khoảng cách gần), đề xuất tăng công suất mua qua nguồn này để cấp điện cho TBA Texhong.

- Có quy chế xét phạt các NMTĐ có đường dây đấu nối thường xuyên để xảy ra sự cố (tương tự như xét suất sự cố của EVN).

- Đối với các NMTĐ có công suất lớn (>30MW) không đấu rẽ nhánh trực tiếp vào các đường dây 110kV, yêu cầu các chủ đầu tư khảo sát đấu nối vào trực tiếp vào các TBA 220kV.

- Việc cải tạo các đường dây để giải tỏa công suất phát của các nhà máy thủy điện là cấp bách, cần phải thực hiện ngay và trong thời gian ngắn. Cần phải đầu tư trước các dự án nhằm tránh quả tải đường dây và trạm.

- Hiện nay hệ thống thu thập thông số từ các trạm biến áp 110kV đã cơ bản hoàn thành, đề nghị Tổng công ty tiếp tục đầu tư mở rộng cho các trạm mới.