CÔng ty lưỚI ĐIỆn cao thế miền bắC

BÁO CÁO

NĂM 2013 VÀ KẾ HOẠCH THỰC HIỆN

NĂM 2014

Hà nội, tháng 02 năm 2014

Hà Nội 10/2012

MỤC LỤC

1. Khối lượng ĐZ và trạm biến áp 110kV …………………………………………3

2. Tình hình vận hành …………………………………………….………………..3

II. Tình hình sự cố và thực hiện chỉ số độ tin cậy cung cấp điện ......…….....….4

1. Các vụ sự cố và nguyên nhân sự cố năm 2013…………....…….……………….4

2. Thực hiện chỉ tiêu suất sự cố . ……………………………………….…….…… 8

3. Các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện ...................................................................... 9

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 .…...……………………………10

2. Thực hiện chống quá tải, cải tạo thiết bị, giảm thiểu sự cố và giảm tổn thất ……12

IV. Những bất cập, tồn tại trong quản lý kỹ thuật và vận hành………………..19

1. Các tồn tại về sơ đồ vận hành và thiết bị trạm biến áp…………………………...19

2. Các bất cập trong vận hành.....................................................................................20

V. Các giải pháp thực hiện đảm bảo vận hành tối ưu, giảm sự cố, giảm tổn thất và đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trong giai đoạn tiếp theo………………… ....23

1. Về vận hành tối ưu………………………………………………………………...23

2. Các chương trình và dự án cải tạo lưới điện giảm sự cố, chống quá tải, giảm tổn thất triển khai giai đoạn tiếp theo………………………………………………………....25

VI. Các kiến nghị …………………………………………………………………..29

I. Tổng quát tình hình lưới điện 110kV

1. Khối lượng ĐZ và trạm biến áp 110kV

Công ty Lưới điện cao thế miền Bắc được Tổng công ty Điện lực miền Bắc giao nhiệm vụ quản lý vận hành lưới điện 110kV trên địa bàn 24 tỉnh phía Bắc (trừ lưới điện 110kV của các Công ty TNHH MTV Điện lực Ninh Bình, Hải Phòng, Hải Dương). Tính đến hết 31 tháng 01 năm 2014, Công ty Lưới điện cao thế miền Bắc đã thực hiện quản lý:

- Tổng số trạm: 148 trạm.

- Tổng số MBA: 253 máy.

- Tổng dung lượng đặt: 8806,5 MVA

- Tổng chiều dài đường dây 110kV: 6146,435 (km)

2. Tình hình vận hành

2.1 Phương thức vận hành cơ bản.

Hiện nay, các trạm 110kV do NGC quản lý vận hành với phương thức kết dây thường xuyên như sau:

* Nguồn Maomaotiao – Hà Giang: Cấp cho MBA T1 trạm E22.1 Hà Giang.

* Nguồn Hà Khẩu – Lào Cai: mùa mưa Cấp cho MBA T1, mùa khô cấp cho cả MBA T2 trạm E20.2 Lào Cai.

* Nguồn Tân Kiều: Cấp cho các trạm E4.1 Việt Trì, E4.6 Bắc Việt Trì, E4.8 Phố Vàng, E4.11 Trung Hà.

* Nguồn Mã Quan: Cấp cho các trạm E6.3 Gò Đầm, E6.5 Lưu Xá, E6.9 Gang Thép, E6.7 Sông Kông.

* Nguồn Thâm Câu – Móng Cái: Cấp cho MBA T1 E5.7 Móng Cái.

* Các trạm còn lại nhận điện nguồn Việt Nam.

2.2. Tình hình mang tải các khu vực

Tỷ lệ công suất Pmax so với tổng công suất đặt (S_đặt) của toàn bộ Công ty: P_max/S_đặt = 51,32%. Như vậy xét trên diện tổng thể, tổng dung lượng các MBA của Công ty đáp ứng được nhu cầu của phụ tải.

- Các khu vực đầy tải (có tỷ lệ tiêu thụ > 70%): Bắc Giang, Lạng Sơn, Tuyên Quang,.

- Các khu vực gần đầy tải (mang tải từ 50-70%): Bắc Ninh, Cao Bằng, Hà Nam, Hà Tĩnh, Hòa Bình, Hưng Yên, Nam Định, Nghệ An, Lào Cai, Phú Thọ, Quảng Ninh, Thái Bình, Thái Nguyên, Thanh Hóa, Vĩnh Phúc, Yên Bái.

- Các khu vực có tỷ lệ tiêu thụ < 50%: Bắc Kạn, Điện Biên, Hà Giang, Lai Châu, Sơn La.

Sau khi thực hiện vận hành tối ưu, tỷ lệ công suất P_max/S_đặt = 56,32 %. (Lưu ý các trạm làm nhiệm vụ tăng áp phải tách riêng như: Phù Yên, Nghĩa Lộ, Mường La, Than Uyên, Hà Giang, Bắc Quang.... để nêu bật tỷ lệ mang tải tương đối cao

2.3. Mang tải các MBA 110kV

a. Các MBA mang tải lớn hoặc quá tải

Tính tới thời điểm hiện nay trên lưới điện Công ty còn 02 máy biến áp thường xuyên quá tải:

Ngoài ra còn một số MBA thường xuyên mang tải lớn (trên 70%) thuộc các khu vực Thái Bình ( T1&T2 E3.3 Long Bối); Quảng Ninh (T1 E5.2 Giáp Khẩu, T2 E5.5 Cẩm Phả), Vĩnh Phúc (T1& T2 Vĩnh Yên, T1 Phúc Yên), Bắc Ninh (T1 E7.4 Võ Cường), Lào Cai (T1&T2 Tằng Loỏng), Hưng Yên (T1E8.3 Phố Cao), Thái Nguyên (T1 Lưu Xá, T1 Sông Công), Hà Nam (T1 Lý Nhân), Bắc Giang (T1&T2 Đồi Cốc), Lạng Sơn (T1 Đồng Mỏ)

b. Tình hình mang tải đường dây

Trong năm 2013 với việc cải tạo các đường dây khu vực Hưng Yên, đưa các đường dây mới khu vực Hà Nam, Phú Thọ, Hạ Long và chuyển phương thức kết dây nhân điện các trạm 110kV và nhu cầu phụ tải theo mùa, tính tới thời điểm hiện nay lưới điện do Công ty quản lý có 01 đường dây có nhiều thời điểm quá tải là 171E12.3 (220kV) Yên Bái – 172 A40 TĐ Thác Bà (không kể các đường dây quá tải theo phương thức kế dây tạm thời).

Trong các năm qua, với ảnh hưởng lớn từ sự thay đổi bất thường của thời tiết, mưa lốc thường xuyên diễn ra trên diện rộng và nhiều yếu tố khách quan mang lại đã gây không ít khó khăn cho Công ty trong việc giảm thiểu sự cố , cụ thể suất sự cố sau khi trừ các vụ có nguyên nhân khách quan:

Tính đến ngày 31/12/2013, lưới điện 110kV gồm tất cả các đường dây và TBA liên quan đến phần quản lý của NGC đã xảy ra 506 vụ sự cố, cụ thể như sau:

- Sự cố kéo dài đường dây: 239 vụ.

- Sự cố thoáng qua đường 128 vụ

- Sự cố trạm biến áp: 139 vụ

A. Sự cố thuộc NGC quản lý

Trên lưới điện 110kV do NGC quản lý xảy ra 400 vụ sự cố:

- Sự cố kéo dài đường dây: 169 vụ

- Sự cố thoáng qua đường dây 111 vụ

- Sự cố trạm biến áp: 120 vụ và 02 vụ tách ngăn ngừa sự cố (TBA Lạc Sơn – Hòa Bình ngày 21/5 và Phong Thổ - Lai Châu ngày 25/8)

B. Sự cố lưới 110kV thuộc phần tài sản khách hàng quản lý:

Trong năm 2013 xảy ra 106 vụ sự cố: chiếm 20,95 % tổng số vụ sự cố ( trong khi khối lượng km đường dây khách hàng quản lý vận hành 417,9km chiếm 6,38%)

- Sự cố kéo dài đường dây: 70 vụ.

- Sự cố thoáng qua đường dây 17 vụ.

- Sự cố trạm biến áp: 19

- Các khách hàng có đường dây xảy ra nhiều sự cố:

+ TĐ Bá Thước: 08 vụ kéo dài + 02 vụ sự cố trạm

+ TĐ Hương Sơn: 01 vụ kéo dài + 09 vụ TQ + 03 vụ trạm

+ TĐ Quế Phong: 08 vụ kéo dài

+ TĐ Sử Pán: 13 vụ kéo dài + 03 vụ trạm

+ TĐ Suối Sập: 06 vụ kéo dài + 01 vụ sự cố trạm

+ TĐ Sông Miện 5: 05 vụ kéo dài + 01 vụ sự cố trạm...

Trong đó có 133 vụ có nguyên nhân khách quan, phân loại:

* Trong 24 vụ nhảy vượt cấp trung áp:

+ 10 vụ do cài đặt hoặc phiếu chỉnh định rơ le của Điều độ PC chưa phù hợp, không đảm bảo tính chọn lọc.

+ 06 vụ do lỗi phần mềm rơ le bảo vệ ngăn lộ xuất tuyến

+ 08 vụ do lỗi thiết bị (MC) xuất tuyến trong đó có 01 vụ thuộc tài sản khách hàng.

- Sự cố khách quan

* Sự cố khách quan liên quan đến nhảy MC 110kV: 46 vụ

+ 04 vụ sự cố hư hỏng nội bộ MBA (01vụ TBA Phúc Yên do sự cố ngắn mạch đường dây trung áp, dòng sự cố lớn gây hư hỏng; 01 vụ hư hỏng bộ OLTC TBA Phúc Yên thuộc công trình mới đóng điện (đóng điện ngày 15/1; ngày 16/01 bị sự cố; 01 vụ do chất lượng MBA (MBA T2, TBA 110kV Phúc Yên), thí nghiệm đạt TCVH, nằm ngoài kiểm soát của NGC, 01 vụ do diều bay vào đường dây gây gần trạm 110 kV gây sự cố MBA T1 trạm Nam Ninh).

+ 04 vụ do ảnh hưởng của bão số 5 và bão số 14 làm hư hỏng thiết bị nhất thứ

+ 10 vụ do đơn vị thí nghiệm đấu sai mạch nhị thứ (08 vụ thuộc các dự án thay thế hoặc đóng mới MBA)

+ 08 vụ chạm chập nhị thứ (07 vụ do đơn vị thi công ngoài khi làm việc trong trạm làm chạm chập nhị thứ, 01 vụ thuộc công trình mới đóng điện).

+ 09 vụ do lỗi rơ le bảo vệ (trong đó có 01 vụ thuộc thiết bị MC 110kV thuộc tài sản của NĐ Uông Bí, 02 vụ hư hỏng rơ le thuộc công trình mới đóng điện, 06 vụ do lỗi chức năng của rơ le bảo vệ)

+ 05 vụ do dao động công suât trên lưới liên quan đến TĐ Nho Quế (phát công suất lớn qua đường dây 110kV khu vực Cao Bằng dẫn tới dao động công suất làm bảo vệ tác động, A1 đã có tính toán chỉnh định lại rơ le bảo vệ để hạn chế hiện tượng này).

+ 06 vụ do phiếu chỉnh định rơ le chưa phù hợp, nên khi thay đổi phương thức dẫn tới BVQI tác động do dòng tải vượt ngưỡng tác động, không có sự cố. A1 đã chỉnh định lại phiếu mới.

+ 10 vụ do cài đặt hoặc phiếu chỉnh định rơ le của Điều độ PC chưa phù hợp, không đảm bảo tính chọn lọc.

+ 09 vụ do lỗi phần mềm rơ le bảo vệ (03 vụ ngăn lộ tổng, 04 vụ ngăn lộ xuất tuyến)

+ 05 vụ do đơn vị thí nghiệm đấu lỗi mạch nhị thứ (mạch cảnh báo điện áp đi cắt MC - thuộc các công trình mới đóng điện)

+ 04 vụ do lỗi thiết bị (MC) trung thế, khi đang vận hành bình thường nhưng sự cố không cắt do kẹt cơ khí (trong đó 01 vụ thuộc tài sản khách hàng, 02 vụ thuộc công trình mới đóng điện)

- Tổng số vụ trạm khách quan: 74 vụ

Ngoài ra, đối với lưới 110kV do NGC quản lý có những vụ sự cố có nguyên nhân khách quan ảnh hưởng tới cấp điện cho khách hàng như các vụ sự cố do vi phạm hành lang (xe xúc vi phạm khoảng cách, dân chặt cây đổ vào đường dây), ảnh hưởng do lốc lớn, bão….tính toán các chỉ số độ tin cậy cụ thể như sau: