LỜI CẢM ƠN · 2017. 9. 7. · LỜI CẢM ƠN Trƣớc tiên, tôi xin trân trọng cảm ơn Ban Giám hiệu, Khoa Sau đại học, Khoa Quản lý năng lƣợng, các thầy,

LỜI CẢM ƠN

Trƣớc tiên, tôi xin trân trọng cảm ơn Ban Giám hiệu, Khoa Sau đại học,

Khoa Quản lý năng lƣợng, các thầy, các cô của trƣờng Đại học Điện lực đã truyền

đạt những kiến thức quý báu về ngành quản lý năng lƣợng, đã giúp đỡ và tạo mọi

điều kiện thuận lợi cho tôi trong suốt quá trình học tập, nghiên cứu và hoàn thành

luận văn này.

Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành, sâu sắc tới TS. Nguyễn Anh Tuấn đã

tận tình hƣớng dẫn, chỉ bảo, cho tôi nhiều kinh nghiệm trong thời gian thực hiện

luận văn.

Sau cùng, tôi xin chân thành cảm ơn các đồng nghiệp, bạn bè, ngƣời thân và

gia đình đã luôn tạo điều kiện tốt nhất cho tôi trong quá trình học tập, nghiên cứu,

thu thập dữ liệu, thông tin, đóng góp ý kiến và bổ sung những thiếu sót để tôi hoàn

thành luận văn này.

Do thời gian có hạn, kinh nghiệm nghiên cứu còn hạn chế nên sẽ còn nhiều

thiếu sót, tôi rất mong nhận đƣợc ý kiến đóng góp của quý thầy, cô và các anh chị

học viên.

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn là công trình nghiên cứu của riêng tôi dƣới sự

hƣớng dẫn của TS. Nguyễn Anh Tuấn và các thông tin trích dẫn trong luận văn này

đã đƣợc chỉ rõ nguồn gốc.

Tác giả

Quách Hải Hồ

MỤC LỤC

CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

DANH MỤC CÁC SƠ ĐỒ, HÌNH VẼ

Trang

MỞ ĐẦU ................................................................................................................... 1

1. Lý do lựa chọn đề tài ............................................................................................. 1

2. Mục đích nghiên cứu ............................................................................................. 2

3. Nhiệm vụ nghiên cứu ............................................................................................ 2

4. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu ......................................................................... 2

5. Phƣơng pháp nghiên cứu ....................................................................................... 3

6. Dự kiến những đóng góp mới ............................................................................... 3

CHƢƠNG 1: CƠ SỞ LÝ LUẬN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG .................................. 4

1.1 Khái niệm chung về tổn thất điện năng ............................................................... 4

1.2 Một số phƣơng pháp tính tổn thất điện năng ...................................................... 5

1.3 Các giải pháp giảm tổn thất điện năng về mặt lý thuyết và thực tế .................. 13

1.4 Kết luận ............................................................................................................. 17

CHƢƠNG 2: PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TẠI CÔNG

TY ĐIỆN LỰC TRÀ VINH .................................................................................... 19

2.1 Giới thiệu về Công ty Điện lực Trà Vinh .......................................................... 19

2.2 Tổng quan về hệ thống điện do Công ty Điện lực Trà Vinh quản lý ................ 22

2.3 Tình hình sản xuất kinh doanh của Công ty Điện lực Trà Vinh giai đoạn 2012-

2014 ......................................................................................................................... 25

2.4 Thực trạng tổn thất điện năng tại Công ty Điện lực Trà Vinh .......................... 32

2.5 Các biện pháp đang áp dụng và những hạn chế trong công tác giảm tổn thất tại

Công ty Điện lực Trà Vinh ...................................................................................... 39

2.6 Kết luận ............................................................................................................. 57

CHƢƠNG 3: ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC TRÀ VINH ................................................................ 58

3.1 Mục tiêu là lộ trình thực hiện công tác giảm tổn thất điện năng ....................... 58

3.2 Các giải pháp kỹ thuật ....................................................................................... 59

3.3 Các giải pháp phi kỹ thuật ................................................................................. 73

3.4 Các giải pháp quản lý điều hành ....................................................................... 76

3.5 Kết luận ............................................................................................................. 77

KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ ................................................................. 79

DANH MỤC CÁC TÀI LIỆU THAM KHẢO ....................................................... 82

PHỤ LỤC ................................................................................................................ 84

CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

EVN: Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

EVN NPT: Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia.

EVN SPC: Tổng Công ty Điện lực miền Nam.

MBA: Máy biến áp.

TBA: Trạm biến áp.

NRKH: Nhánh rẽ khách hàng.

QLVH: Quản lý vận hành.

CT: Máy biến dòng điện (Current Transformer).

VT: Máy biến điện áp (Voltage Transformer).

PSS/ADEPT: Phần mềm phân tích và tính toán lƣới điện phân phối (Power

System Simulator/Advanced Distribution Engineering Productivity Tool).

DANH MỤC CÁC BẢNG, BIỂU

Bảng 2-1 Quy mô lƣới điện phân phối do Công ty Điện lực Trà Vinh QLVH

đến ngày 31/12/2014 ............................................................................................... 23

Bảng 2-2 Điện năng sử dụng theo các thành phần kinh tế giai đoạn năm

2012-2014 ............................................................................................................... 25

Bảng 2-3 Tỷ lệ tổn thất điện năng giai đoạn năm 2012-2014 ...................... 27

Bảng 2-4 Giá bán bình quân giai đoạn năm 2012-2014 .............................. 28

Bảng 2-5 Doanh thu bán điện giai đoạn năm 2012-2014 ............................ 28

Bảng 2-6 Kết quả thực hiện tổn thất điện năng các Điện lực trực thuộc Công

ty Điện lực Trà Vinh giai đoạn năm 2012-2014 ..................................................... 32

Bảng 2-7 Đồ thị phụ tải 24 giờ ngày điển hình giai đoạn 2012-2014 .......... 33

Bảng 2-8 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Công ty Điện lực Trà

Vinh giai đoạn 2012-2014 . ...................................................................................... 35

Bảng 2-9 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Thành phố

Trà Vinh giai đoạn 2012-2014 .. .............................................................................. 35

Bảng 2-10 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Càng Long

giai đoạn 2012-2014 .. .............................................................................................. 35

Bảng 2-11 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Cầu Kè

giai đoạn 2012-2014 .. .............................................................................................. 36

Bảng 2-12 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Tiểu Cần

giai đoạn 2012-2014 .. .............................................................................................. 36

Bảng 2-13 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Trà Cú giai

đoạn 2012-2014 .. ..................................................................................................... 37

Bảng 2-14 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Cầu Ngang

giai đoạn 2012-2014 .. .............................................................................................. 37

Bảng 2-15 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Duyên Hải

giai đoạn 2012-2014 .. .............................................................................................. 38

Bảng 2-16 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Châu

Thành giai đoạn 2012-2014 .. .................................................................................. 38

Bảng 2-17 Số lƣợng công tơ khách hàng giai đoạn 2012-2014 .. ................. 39

Bảng 2-18 Kết quả thực hiện các biện pháp QLVH giai đoạn 2012-2014 .. 40

Bảng 2-19 Kết quả chạy bài toán TOPO để chọn chế độ vận hành tối ƣu của

nhánh trung áp 3 pha Mỹ Long .. ............................................................................. 41

Bảng 2-20 Kết quả thực hiện công tác giảm sự cố mất điện giai đoạn 2012-

2014 .. ....................................................................................................................... 42

Bảng 2-21 Kết quả thực hiện công tác nâng cao độ tin cậy giai đoạn 2012-

2014 .. ....................................................................................................................... 42

Bảng 2-22 Kết quả điều phối công suất TBA giai đoạn 2012-2014 .. .......... 43

Bảng 2-23 Thống kê số lƣợng TBA ghép đôi cấp điện cho phụ tải trồng màu

theo mùa vụ .. .......................................................................................................... 44

Bảng 2-24 Kết quả lắp đặt tụ bù giai đoạn 2012-2014 .. .............................. 45

Bảng 2-25 Danh mục lƣới điện sửa chữa, cải tạo giai đoạn 2012-2014 ...... 46

Bảng 2-26 Kết quả thực hiện các biện pháp giảm tổn thất điện năng khâu

kinh doanh giai đoạn 2012-2014 .. ........................................................................... 49

Bảng 2-27 Số lƣợng công tơ hƣ hỏng giai đoạn 2012-2014 .. ...................... 50

Bảng 3-1 Lộ trình giảm tổn thất điện năng theo phƣơng án cơ sở .. ............. 58

Bảng 3-2 Lộ trình giảm tổn thất điện năng theo phƣơng án phấn đấu .. ....... 58

DANH MỤC CÁC SƠ ĐỒ, HÌNH VẼ

Hình 1-1 Phƣơng pháp tổng quát .................................................................. 6

Hình 1-2 Phƣơng pháp bậc thang hóa đồ thị phụ tải ...................................... 6

Hình 1-3 Sơ đồ đƣờng dây với tải phân bố đều và tập trung ........................ 7

Hình 1-4 Sơ đồ thí nghiệm không tải ............................................................. 9

Hình 1-5 Sơ đồ thí nghiệm ngắn mạch .......................................................... 9

Hình 2-1 Nhà điều hành sản xuất Công ty Điện lực Trà Vinh .................... 22

Hình 2-2 Biểu đồ điện năng sử dụng theo các thành phần kinh tế giai đoạn

năm 2012-2014 ....................................................................................................... 26

Hình 2-3 Biểu đồ tỷ trọng điện năng sử dụng theo các thành phần kinh tế giai

đoạn năm 2012-2014 ............................................................................................... 26

Hình 2-4 Biểu đồ tỷ lệ tổn thất điện năng giai đoạn năm 2012-2014 .......... 27

Hình 2-5 Biểu đồ đầu tƣ lƣới trung áp giai đoạn năm 1998-2014 ............... 29

Hình 2-6 Biểu đồ đầu tƣ lƣới hạ áp giai đoạn năm 1998-2014 .................... 30

Hình 2-7 Biểu đồ đầu tƣ TBA (kVA) giai đoạn năm 1998-2014 ................ 30

Hình 2-8 Biểu đồ vốn đầu đầu tƣ lƣới điện giai đoạn năm 1998-2014 ........ 31

Hình 2-9 Đồ thị phụ tải 24 giờ ngày điển hình giai đoạn 2012-2014 .......... 34

Hình 2-10 Sơ đồ kết lƣới 22kV trạm 110kV Trà Vinh và Duyên Trà ......... 41

Hình 2-11 Sơ đồ lƣới 110kV khu vực tỉnh Trà Vinh đến tháng 04/2013 ..... 52

Hình 2-12 Sơ đồ bố trí các trạm 110kV khu vực tỉnh Trà Vinh đến tháng

10/2014 .................................................................................................................... 53

Hình 3-1 Sơ đồ bố trí các trạm 110kV khu vực tỉnh Trà Vinh, giai đoạn

2015-2020 ............................................................................................................... 60

Hình 3-2 Đóng điện vận hành MBA amorphous ngày 04/7/2015 ............... 73

1

MỞ ĐẦU

1. Lý do lựa chọn đề tài

Điện năng là hàng hóa đặc biệt, có ảnh hƣởng rất lớn trong nền kinh tế và xã

hội. Thật vậy, điện năng là yếu tố đầu vào của hầu hết các ngành sản xuất nên sự

thay đổi về giá của nó sẽ ảnh hƣởng đến giá của phần lớn các loại hàng hóa khác và

qua đó tác động quan trọng đối với nền kinh tế. Phần lớn các máy móc, thiết bị hiện

nay đều sử dụng điện năng để hoạt động nên không có điện năng sẽ không thể thực

hiện đƣợc công nghiệp hóa, hiện đại hóa và không phát triển đƣợc nền kinh tế. Đối

với xã hội, điện năng ngày càng gần gũi hơn trong các hoạt động của con ngƣời, xã

hội càng phát triển thì nhu cầu sử dụng điện của con ngƣời càng cao và điện năng

ngày càng sử dụng nhiều hơn trong xã hội văn minh hiện đại.

Hiện nay, ở nƣớc ta điện năng đƣợc sản xuất từ các nguồn: thủy điện, nhiệt

điện than, nhiệt điện khí, điện năng lƣợng tái tạo (phong điện, điện mặt trời, điện

địa nhiệt, …) và điện hạt nhân đang trong quá trình chuẩn bị để đƣa vào vận hành

trong vài năm tới. Mỗi nguồn năng lƣợng khác nhau có đặc điểm khác nhau. Thủy

điện đƣợc khai thác mạnh những năm gần đây, bây giờ gần nhƣ cạn kiệt, sản lƣợng

điện phụ thuộc theo thời tiết nên không ổn định và có những tác động về mặt môi

trƣờng lớn nhƣ: phá hủy rừng, thay đổi môi trƣờng sinh thái trong lòng hồ và trên

dòng sông, … Nhiệt điện than và khí sử dụng năng lƣợng không tái tạo sẽ hết trong

vài chục năm tới và cũng có những tác động lớn về môi trƣờng: khí thải từ nhà máy

nhiệt điện gây hiệu ứng lồng kính và gây bệnh phổi cho ngƣời lao động và khu vực

dân cƣ ở gần nhà máy, … Điện năng sử dụng năng lƣợng tái tạo là nguồn năng

lƣợng sạch nhƣng lại có giá thành sản xuất điện cao trong khi nền kinh tế nƣớc ta là

nƣớc đang phát triển rất khó khăn về nguồn vốn đầu tƣ. Với nhu cầu điện ngày càng

tăng, nguồn điện cung cấp ngày càng khan hiếm, đây là một bài toán khó cho ngành

điện nói riêng và nền kinh tế đất nƣớc nói chung.

Điện năng từ nơi sản xuất phải qua hệ thống điện truyền tải và phân phối mới

đến hộ tiêu thụ. Quá trình này luôn có tổn thất điện năng trên hệ thống điện. Nhƣ

2

vậy, thay vì đầu tƣ thêm nguồn có thể tìm các giải pháp giảm tổn thất điện năng để

bù trừ có thể giải quyết đƣợc một phần bài toán thiếu điện cho nền kinh tế, thiếu

vốn đầu tƣ nguồn và bài toán phát triển kinh tế và môi trƣờng bền vững.

Đối với Công ty Điện lực Trà Vinh sản xuất và kinh doanh lƣới điện phân

phối việc giảm tổn thất điện năng cũng có ý nghĩa rất lớn đối với doanh nghiệp. Với

đầu vào, đầu ra, giá và sản lƣợng cố định, giảm tổn thất điện năng sẽ giảm đƣợc chi

phí sản xuất biến đổi quan trọng, tăng lợi nhuận cho công ty và tăng hiệu quả sản

xuất kinh doanh của đơn vị.

Từ những ý nghĩa đó và sự giúp đỡ của TS. Nguyễn Anh Tuấn, tôi chọn đề

tài: “Đề xuất một số giải pháp giảm tổn thất điện năng tại Công ty Điện lực Trà

Vinh”.

2. Mục đích nghiên cứu

Phân tích, đánh giá các nguyên nhân gây ra và mức độ tổn thất điện năng

trên lƣới điện phân phối do Công ty Điện lực Trà Vinh quản lý để đề xuất một số

giải pháp giảm tổn thất điện năng trong quá trình phân phối điện năng trên hệ thống

điện này.

3. Nhiệm vụ nghiên cứu

Nghiên cứu về mặt lý thuyết, tổng hợp các nguyên nhân gây ra và các biện

pháp giảm tổn thất điện năng trên lƣới điện phân phối. Từ đó phân tích đánh giá

thực trạng, các biện pháp giảm tổn thất điện năng trên lƣới điện phân phối tỉnh Trà

Vinh và nghiên cứu một số giải pháp để giảm tổn thất điện năng cho lƣới điện phân

phối Công ty Điện lực Trà Vinh quản lý vận hành.

4. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu

Đối tƣợng nghiên cứu: Công ty Điện lực Trà Vinh.

Phạm vi nghiên cứu: Tổn thất điện năng trên lƣới điện phân phối của Công ty

Điện lực Trà Vinh.

3

5. Phƣơng pháp nghiên cứu

Phƣơng pháp tra cứu, hồi cứu tổng hợp tài liệu, số liệu nhằm kế thừa các kết

quả của các công trình nghiên cứu đã đƣợc triển khai, phục vụ nghiên cứu tổng

quan, đánh giá tình hình tổn thất điện năng tại Công ty Điện lực Trà Vinh.

Phƣơng pháp chuyên gia: nghiên cứu, phân tích, đánh giá để thực hiện một

số giải pháp giảm tổn thất điện năng nâng cao hiệu quả kinh tế.

Phƣơng pháp nghiên cứu thực nghiệm: phân tích đánh giá thực trạng.

Nghiên cứu đề xuất các giải pháp quản lý kỹ thuật và quản lý kinh doanh

thông qua khảo sát, đo kiểm, ý kiến đóng góp của chuyên gia, ngƣời hƣớng dẫn

khoa học.

6. Dự kiến những đóng góp mới

Hệ thống hóa, hoàn thiện một số vấn đề có liên quan đến tổn thất điện năng

tại Công ty Điện lực Trà Vinh.

Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng tại Công ty Điện lực Trà Vinh

nói riêng và các Công ty Điện lực nói chung khi tham gia thị trƣờng phân phối điện.

4

CHƢƠNG 1: CƠ SỞ LÝ LUẬN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

1.1 Khái niệm chung về tổn thất điện năng

1.1.1 Khái niệm chung

Tổn thất điện năng trên lƣới điện là lƣợng điện năng tiêu hao cho quá trình

truyền tải và phân phối điện khi truyền tải điện các nhà máy điện qua lƣới điện

truyền tải, lƣới điện phân phối đến các hộ tiêu thụ điện. Nói cách khác, tổn thất điện

năng là chênh lệch giữa lƣợng điện năng sản xuất từ nguồn điện và lƣợng điện năng

tiêu thụ tại phụ tải trong một khoảng thời gian nhất định.

Trong hệ thống điện, tổn thất điện năng phụ thuộc vào đặc tính của mạch

điện, lƣợng điện truyền tải, khả năng của hệ thống và vai trò của công tác quản lý.

Tổn thất điện năng bao gồm tổn thất điện năng kỹ thuật và tổn thất điện năng

phi kỹ thuật.

1.1.2 Tổn thất điện năng kỹ thuật

Trong quá trình truyền tải và phân phối điện năng từ các nhà máy điện đến

các hộ tiêu thụ điện, đã diễn ra một quá trình vật lý là dòng diện khi đi qua MBA,

dây dẫn và các thiết bị điện trên hệ thống điện đã làm phát nóng MBA, dây dẫn

đƣờng dây và các thiết bị điện dẫn đến làm tiêu hao điện năng; đƣờng dây 110kV

trở lên còn có tổn thất vầng quang; dòng điện qua cáp ngầm, tụ điện còn có tổn thất

do điện môi, đƣờng dây điện đi song song với đƣờng dây khác nhƣ dây chống sét,

dây thông tin, ... có tổn hao điện năng do hỗ cảm.

Tiêu hao điện năng tất yếu xảy ra trong quá trình này chính là tổn thất điện

năng kỹ thuật.

1.1.3 Tổn thất điện năng phi kỹ thuật

Tổn thất điện năng phi kỹ thuật hay còn gọi là thất điện năng thƣơng mại là

do tình trạng vi phạm trong sử dụng điện nhƣ: lấy cắp điện dƣới nhiều hình thức

(câu móc điện trực tiếp, tác động làm sai lệch mạch đo đếm điện năng, gây hƣ hỏng,

5

chết cháy công tơ, các thiết bị mạch đo lƣờng, ...); do chủ quan của ngƣời quản lý

khi VT mất pha, CT, công tơ chết, cháy không xử lý, thay thế kịp thời, bỏ sót hoặc

ghi sai chỉ số; do không thực hiện đúng chu trình kiểm định và thay thế công tơ định

kỳ theo quy định của Pháp lệnh đo lƣờng; đấu nhằm, đấu sai sơ đồ đấu dây hệ thống

đo đếm, ... dẫn đến điện năng bán cho khách hàng qua hệ thống đo đếm thấp hơn so

với điện năng khách hàng sử dụng.

1.1.4 Công thức tính tổn thất điện năng

Lƣợng tổn thất điện năng đƣợc tính bằng công thức:

'A = AĐầu nguồn - APhụ tải (1.1)

Ở đây: 'A(kWh) là lƣợng điện năng tiêu hao cho quá trình truyền tải và

phân phối điện khi truyền tải điện từ đầu nguồn đến các hộ sử dụng điện; AĐầu

nguồn(kWh) là tổng sản lƣợng điện năng nhận từ các nhà máy điện; APhụ tải(kWh) là

tổng sản lƣợng điện thƣơng phẩm bán cho các hộ sử dụng điện.

Tỷ lệ tổn thất điện năng đƣợc tính bằng công thức:

'A(%) = '

x 100% (1.2)

1.2 Một số phƣơng pháp tính tổn thất điện năng

1.2.1 Phương pháp tổng quát

Tổn thất điện năng trên một phần tử hệ thống điện đƣợc tính theo phƣơng

pháp tổng quát nhƣ sau:

'A = ∫ ' (1.3)

Trong đó: 'A là tổn thất điện năng trên phần tử trong khoảng thời gian T;

'P(t) là hàm theo thời gian của tổn thất công suất trên phần tử.

6

1.2.2 Phương pháp bậc thang hóa đồ thị phụ tải


pháp bậc thang hóa đồ thị phụ tải nhƣ sau:

'A = ∑ ' (1.4)

Ở đây: 'A là tổn thất điện năng trên phần tử trong khoảng thời gian T; 'Pi là

tổn thất công suất trên phần tử trong khoảng thời gian ti; n là số bậc thang của đồ thị

phụ tải.

'A

'P

t

Hình 1-1 Phƣơng pháp tổng quát

Hình 1-2 Phƣơng pháp bậc thang hóa đồ thị phụ tải

'P

'A

7

1.2.3 Phương pháp so sánh lượng điện năng đầu vào và đầu ra


pháp so sánh lƣợng điện năng đầu vào và đầu ra nhƣ sau:

'A = AĐầu vào - AĐầu ra (1.5)

Trong đó: 'A là tổn thất điện năng trên phần tử; AĐầu vào là lƣợng điện năng

đầu vào; AĐầu ra là lƣợng điện năng đầu ra.

1.2.4 Tổn thất công suất của các phần tử trên lưới điện

1.2.4.1 Tổn thất công suất trên đƣờng dây

Xét một đƣờng dây 3 pha có phụ tải vừa phân bố đều và tập trung cuối

đƣờng dây (hình 1-3). Đây là kiểu phân bổ tải phổ biến trên lƣới phân phối khi ta

xem các TBA, nhánh rẽ nhỏ là tải phân bố đều và các nhánh rẽ lớn là tải tập trung.

Giả sử độ dài của đƣờng dây là 1 đơn vị thì dòng điện trên đƣờng dây ở tại

điểm bất kỳ cho trƣớc trên đƣờng dây là hàm của khoảng cách từ điểm đó đến đầu

đƣờng dây. Vì vậy, phần tổn thất I2R của đoạn vi phân dx ở vị trí có khoảng cách x

có thể biểu diễn nhƣ sau:

Hình 1-3 Sơ đồ đƣờng dây với tải phân bố đều và tập trung

8

d'Pđd = 3[I1 - (I1 - I2)x]2Rdx

Vì thế, tổn thất I2R của đƣờng dây là:

'Pđd = ∫ '

= ∫

= ∫

= (I12 + I1I2 + I2

2)R (1.6)

Ở đây: 'Pđd(W) là tổng tổn thất I2R của đƣờng dây; I1(A) là dòng tải ở đầu

đoạn đƣờng dây; I2(A) là dòng tải tập trung ở cuối đƣờng dây; R(:) là tổng giá trị

điện trở của đoạn đƣờng dây; x là khoảng cách tính từ đầu đoạn đƣờng dây.

1.2.4.2 Tổn thất công suất trên MBA

Tổn thất công suất trên MBA gồm 2 thành phần: Tổn thất không tải và tổn

thất có tải.

1.2.4.2.1 Tổn thất công suất không tải 'P0

Khi điện áp xoay chiều đƣợc đặt lên một cuộn dây MBA, một từ thông xoay

chiều đƣợc cảm ứng trong lõi thép. Từ thông xoay chiều này gây ra hiện tƣợng trễ

từ và dòng điện xoáy trong lõi thép, do đó gây phát nóng trong lõi thép. Việc phát

nóng lõi thép gây tổn thất không tải 'Po (hay còn gọi là tổn thất sắt từ) vì nó không

phụ thuộc vào lƣợng công suất tải qua MBA.

Tổn thất do dòng điện xoáy tỉ lệ thuận với bình phƣơng của từ thông, bình

phƣơng tần số, bình phƣơng độ dầy lá thép ghép thành lõi thép và tỉ lệ nghịch với

điện trở suất của vật liệu làm lõi thép. Tổn thất từ trễ phụ thuộc vào từ thông và đặc

tính của vật liệu làm lõi thép. Vì từ thông phụ thuộc điện áp nên nếu điện áp xoay

chiều thay đổi biên độ thì chừng nào lõi thép chƣa bão hòa, tổn thất không tải có thể

coi là tỉ lệ thuận với bình phƣơng biên độ điện áp.

Trị số tổn thất không tải 'Po đƣợc xác định từ thí nghiệm không tải MBA và

9

đƣợc cho trong đặc tính kỹ thuật của MBA.

Thí nghiệm không tải MBA đƣợc thiết lập với điện áp sơ cấp Uđm và để hở

mạch phía thứ cấp (không đấu nối phụ tải).

1.2.4.2.2 Tổn thất công suất có tải 'Pn

MBA đƣợc cấu tạo bởi các cuộn dây sơ cấp và thứ cấp do đó khi tải dòng

điện sẽ sinh tổn thất công suất do phát nhiệt trên điện trở các cuộn dây dẫn, tổn thất

này gọi là tổn thất đồng 'Pn. Tổn thất đồng với dòng điện định mức đƣợc xác định

ngay sau khi chế tạo MBA thông quá thí nghiệm ngắn mạch.

Thí nghiệm ngắn mạch đƣợc thiết lập khi nối tắt (ngắn mạch) cuộn dây phía

thứ cấp và tăng dần điện áp phía sơ cấp từ 0 đến giá trị Un cho đến khi dòng điện

phía sơ cấp đạt giá trị định mức với điều kiện nhiệt độ của dây quấn bằng 75oC.

Trong thí nghiệm ngắn mạch, vì tổng trở phụ tải thứ cấp bằng 0 nên có thể

U1đm U2đm

Io

Po

Hình 1-4 Sơ đồ thí nghiệm không tải

0oUn

I1đm

Pn

Hình 1-5 Sơ đồ thí nghiệm ngắn mạch

10

nói mạch thứ cấp song song với mạch từ hóa MBA, vì mạch từ hóa có tổng trở rất

lớn nên bỏ qua. Do đó, tổn thất ngắn mạch có thể coi nhƣ là tổn thất trên điện trở

của các cuộn dây MBA.

Tổn thất công suất có tải khi MBA tải dòng điện I, đƣợc tính nhƣ sau:

Pn_tải = Pn

(1.7)

Ở đây: S = √ UI | √ UđmI ; Sđm = √ UđmIđm

1.2.4.2.3 Thông số thí nghiệm P0, Pn của các MBA đang sử dụng trên lưới

điện phân phối của Công ty Điện lực Trà Vinh

Số liệu chi tiết đƣợc trình bày tại phụ lục 1.

1.2.4.3 Tổn thất công suất trên công tơ

Tổn thất công suất trên công tơ bao gồm tổn thất của cuộn dòng và tổn thất

của cuộn áp.

Tổn thất công tơ cơ 1 pha hiệu EMIC | 1,25W/công tơ.

Tổn thất công tơ cơ 3 pha hiệu EMIC | 1,45W/công tơ.

Tổn thất công tơ điện tử 3 pha hiệu ABB | 3,36W/công tơ.

1.2.4.4 Tổn thất công suất do vầng quang điện

Tổn thất công suất do hiện tƣợng phóng điện vầng quang trên đƣờng dây

trên không, dây dẫn trần. Hiện tƣợng vầng quang điện là quá trình ion hóa các phân

tử khí gần đƣờng dây tải điện cao áp. Tổn thất công suất do vầng quang điện có thể

đƣợc tính theo công thức sau:

'Pvq = L

(f + 25)√ (Up-Uvq)210-5 (1.8)

Uvq = gvq ki a ln

11

gvq = gokd(1 + √

)

Ở đây: 'Pvq(kW) là tổn thất công suất do vầng quang điện; L(km) là chiều

dài đƣờng dây; ko là hằng số (ko = 241); kd là hệ số mật độ không khí tƣơng đối so

với điều kiện chuẩn (25oC, 76cmHg); a(cm) là bán kính dây dẫn; d(cm) là khoảng

cách pha; f(Hz) là tần số (f = 50Hz); Up(kV) là điện áp pha của đƣờng dây;

Uvq(kV) là ngƣỡng điện áp bắt đầu gây phóng điện vầng quang (CIV: Corona

Inception Voltage); ki là hệ số không đồng đều dây dẫn, đối với dây dẫn có bề mặt

nhẵn, sạch (ki = 1), đối với dây dẫn có bề gồ ghề, bẩn hoặc dây chịu thời tiết, sạch

(ki = 0,93 - 0,98); gvq(kV/cm) là cƣờng độ điện trƣờng bắt đầu phóng điện vầng

quang; go(kV/cm) là cƣờng độ điện trƣờng đánh thủng trong không khí (go = 30 -

32); c(cm1/2) là hằng số thực nghiệm (c = 0,301).

1.2.4.5 Tổn thất công suất do chất lƣợng điện năng

Ngoài tổn thất công suất do dòng điện và điện áp hình sin ở tần số cơ bản

(50Hz hoặc 60Hz) gây ra trên các phần tử trong hệ thống điện. Tổn thất công suất

còn đƣợc gây ra do các vấn đề liên quan chất lƣợng điện năng, các hiện tƣợng

duy trì nhƣ biến dạng sóng và không đối xứng cũng gây ra tổn thất công suất

đáng kể.

1.2.5 Sử dụng phần mềm PSS-ADEPT phân tích và tính toán lưới điện

1.2.5.1 Giới thiệu phần mềm

Phần mềm PSS/ADEPT đƣợc phát triển dành cho các kỹ sƣ và nhân viên kỹ

thuật trong ngành điện. Nó đƣợc sử dụng nhƣ một công cụ để thiết kế và phân tích

lƣới điện phân phối. PSS/ADEPT cho phép thiết kế, chỉnh sửa và phân tích sơ đồ

lƣới và các mô hình lƣới điện một cách trực quan theo giao diện đồ họa với số nút

không giới hạn. Tháng 04/2004, hãng Shaw Power Technologies đã cho ra đời

phiên bản PSS/ADEPT 5.0 với nhiều tính năng bổ sung và cập nhật đầy đủ các

thông số thực tế của các phần tử trên lƣới điện. Phần mềm có 08 bài toán (module)

12

để phân tích lƣới điện, cụ thể nhƣ sau:

Bài toán phân bố công suất (Calculating Load Flow): Tính tổn thất công suất,

sụt áp, trào lƣu công suất của tất cả các nút, các nhánh trên sơ đồ lƣới điện, hỗ trợ

công tác tính toán tổn thất công suất, sụt áp, khả năng mang tải của lƣới điện.

Bài toán tính ngắn mạch (Calculating Short Circuits): Hỗ trợ việc ảnh hƣởng

của sự cố ngắn mạch đến thông số vận hành của lƣới điện.

Bài toán khởi động động cơ (Calculating Motor Starting): Tính toán việc ảnh

hƣởng đến điện áp, dòng điện của lƣới điện khi động cơ khởi động, hỗ trợ việc lựa

chọn chế độ khởi động động cơ và kiểm soát tình trạng vận hành của lƣới điện trƣớc

và sau khi động cơ làm việc.

Bài toán lắp đặt tụ bù tối ƣu (Optimal Capacitor Placement - CAPO): Hỗ trợ

xác định vị trí lắp đặt, điều chuyển các bộ tụ để đạt hiệu quả nhất về kinh tế.

Bài toán điểm dừng tối ƣu (Tie Open Point Optimization - TOPO): Hỗ trợ

xác định vị trí dừng tối ƣu của các lƣới kết vòng hở.

Bài toán phối hợp bảo vệ (Protection and Coordination): Hỗ trợ công tác tính

toán phối hợp bảo vệ giữa các thiết bị đóng cắt của lƣới điện.

Bài toán phân tích sóng hài (Harmonic Analysis): Hỗ trợ công tác kiểm tra

chất lƣợng điện.

Bài toán phân tích chất lƣợng cung cấp điện (Distribution Reliability

Analysis - DRA): Hỗ trợ công tác đánh giá chất lƣợng điện cung cấp cho khách

hàng.

Trong phạm vi đề tài: “Đề xuất một số giải pháp giảm tổn thất điện năng tại

Công ty Điện lực Trà Vinh” ta chỉ sử dụng 04 bài toán sau: phân bố công suất, lắp

đặt tụ bù tối ƣu, điểm dừng tối ƣu và phối hợp bảo vệ.

1.2.5.2 Trình tự thực hiện

Trình tự thực hiện thiết kế và phân tích lƣới điện phân phối theo 04 bƣớc

13

chính sau:

1.3 Các giải pháp giảm tổn thất điện năng về mặt lý thuyết và thực tế đƣợc áp dụng tại EVN

Đối với lƣới điện phân phối, tổn thất điện năng chủ yếu xảy ra trên các phần

tử sau: đƣờng dây trung áp, trạm biến áp, đƣờng dây hạ áp, nhánh rẽ khách hàng và

công tơ khách hàng. Do đó, ta có thể chia các giải pháp giảm tổn thất điện năng

thành ba nhóm: các giải pháp kỹ thuật, các giải pháp phi kỹ thuật và giải pháp quản

lý, điều hành.

1.3.1 Các giải pháp kỹ thuật

Không để quá tải đƣờng dây, MBA: Theo dõi các thông số vận hành lƣới

điện, tình hình tăng trƣởng phụ tải để có kế hoạch vận hành, cải tạo lƣới điện hợp lý

không để quá tải đƣờng dây, MBA trên lƣới điện.

Thực hiện hoán chuyển các MBA non tải, đầy tải một cách hợp lý.

Thiết lập thông số lƣới điện Program, network settings

Tạo sơ đồ Creating diagrams

Chạy 04 bài toán phân tích Power System Analysis

Báo cáo kết quả Reports, diagrams

14

Không để MBA vận hành lệch pha: Định kỳ hàng tháng đo tải từng pha Ia, Ib,

Ic và dòng điện dây trung tính Io để thực hiện cân pha khi dòng điện Io lớn hơn 15%

trung bình cộng các pha.

Lắp đặt và vận hành tối ƣu tụ bù công suất phản kháng: Theo dõi thƣờng

xuyên cosM các nút trên lƣới điện, sử dụng phần mềm PSS-ADEPT chạy bài toán

CAPO để xác định vị trí lắp đặt, điều chuyển các bộ tụ để đạt hiệu quả nhất về kinh

tế. Đảm bảo cosM trung bình tại lộ tổng trung áp trạm 110kv đạt từ 0,98 trở lên.

Kiểm tra, bảo dƣỡng lƣới điện ở tình trạng vận hành tốt: Thực hiện kiểm tra

bảo dƣỡng lƣới điện đảm bảo các tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành (hành lang lƣới điện,

tiếp địa, mối tiếp xúc, sứ cách điện, thiết bị, ...). Không để các mối nối, tiếp xúc trên

dây dẫn, cáp, đầu cực thiết bị, ... tiếp xúc không tốt gây phát nóng dẫn đến tăng tổn

thất điện năng.

Sử dụng phần mềm PSS-ADEPT chạy bài toán TOPO để chọn sơ đồ kết dây

tối ƣu trong vận hành và chạy bài toán phối hợp bảo vệ để tính toán phối hợp bảo vệ

giữa các thiết bị đóng cắt của lƣới điện.

Thực hiện tốt công tác quản lý kỹ thuật vận hành, ngăn ngừa sự cố: Đảm bảo

lƣới điện không bị sự cố để duy trì kết dây cơ bản có tổn thất điện năng thấp.

Thực hiện vận hành kinh tế MBA: Trƣờng hợp có 02 hay nhiều MBA vận

hành song song cần xem xét vận hành kinh tế MBA, chọn thời điểm đóng, cắt MBA

theo đồ thị phụ tải; Đối với khách hàng có TBA chuyên dùng mà tính chất của phụ

tải hoạt động theo mùa vụ (trạm bơm thủy nông, xay xát lúa gạo, ...) thì vận động

khách hàng sử dụng nguồn điện cấp cho các phụ tải ánh sáng sinh hoạt từ lƣới điện

hạ áp công cộng để thuận lợi việc tách và đƣa vào vận hành MBA chính phù hợp

với lịch sản xuất trong năm.

Hạn chế các thành phần không cân bằng và sóng hài bậc cao: Thực hiện

kiểm tra đối với khách hàng gây méo điện áp trên lƣới điện (các lò hồ quang điện,

các phụ tải máy hàn công suất lớn, ...). Trƣờng hợp sóng hài và nhấp nháy điện áp

15

vƣợt quá quy định tại Thông tƣ 32/2010/TT-BCT ngày 30/7/2010 của Bộ Công

thƣơng về Quy định hệ thống điện phân phối thì yêu cầu khách hàng phải có biện

pháp khắc phục.

Từng bƣớc loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất cao

bằng các thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp, đặc biệt là MBA.

1.3.2 Các giải pháp phi kỹ thuật

Đối với kiểm định ban đầu công tơ: Phải đảm bảo chất lƣợng kiểm định ban

đầu công tơ để công tơ đo đếm chính xác trong cả chu kỳ làm việc (05 năm đối với

công tơ 1 pha và 02 năm đối với công tơ 3 pha).

Đối với hệ thống đo đếm lắp đặt mới: Phải đảm bảo thiết kế lắp đặt hệ thống

đo đếm bao gồm công tơ, CT, VT và các thiết bị giám sát, đo ghi từ xa đảm bảo cấp

chính xác, đƣợc niêm phong kẹp chì và có các giá trị định mức (dòng điện, điện áp,

tỉ số biến, ...) phù hợp với phụ tải. Xây dựng và thực hiện nghiêm quy định về lắp

đặt, kiểm tra và nghiệm thu công tơ để đảm bảo sự giám sát chéo giữa các khâu

nhằm đảm bảo không có sai sót (sơ đồ đấu dây, tỉ số biến, ...) trong quá trình lắp

đặt, nghiệm thu hệ thống đo đếm.

Thực hiện kiểm định, thay thế định kỳ công tơ đúng thời hạn theo quy định

(05 năm đối với công tơ 1 pha và 02 năm đối với công tơ 3 pha).

Thực hiện kiểm tra, bảo dƣỡng hệ thống đo đếm: Thực hiện quy định về

kiểm tra, bảo dƣỡng hệ thống đo đếm (công tơ, CT, VT, ...) để đảm bảo các thiết bị

đo đếm trên lƣới đƣợc niêm phong quản lý tốt, có cấp chính xác phù hợp đảm bảo

đo đếm đúng. Thực hiện chế độ quản lý, kiểm tra để kịp thời phát hiện và thay thế

ngay thiết bị đo đếm bị sự cố (công tơ kẹt, cháy, CT, VT cháy hỏng, ...), hƣ hỏng

hoặc bị can thiệp trái phép trên lƣới điện. Không đƣợc để công tơ kẹt cháy quá một

chu kỳ ghi chỉ số.

Củng cố nâng cấp hệ thống đo đếm: Từng bƣớc áp dụng công nghệ mới, lắp

đặt thay thế các thiết bị đo đếm có cấp chính xác cao hơn cho phụ tải lớn. Thay thế

16

công tơ điện tử ba pha cho phụ tải lớn; áp dụng các phƣơng pháp đo xa, giám sát

thiết bị đo đếm từ xa cho các phụ tải lớn nhằm tăng cƣờng theo dõi, phát hiện sai

sót, sự cố trong đo đếm.

Thực hiện lịch ghi chỉ số công tơ: Đảm bảo ghi chỉ số công tơ đúng lộ trình,

chu kỳ theo quy định, đúng ngày đã thỏa thuận với khách hàng, tạo điều kiện để

khách hàng cùng giám sát, đảm bảo chính xác kết quả ghi chỉ số công tơ và kết quả

sản lƣợng tính toán tổn thất điện năng. Củng cố và nâng cao chất lƣợng ghi chỉ số

công tơ, đặc biệt đối với khu vực thuê dịch vụ điện nông thôn ghi chỉ số nhằm mục

đích ghi chính xác, phát hiện kịp thời công tơ bị kẹt cháy, hƣ hỏng ngay trong quá

trình ghi chỉ số để xử lý kịp thời.

Khoanh vùng đánh giá tổn thất điện năng: Thực hiện lắp đặt công tơ ranh

giới, công tơ cho từng xuất tuyến, công tơ tổng từng TBA công cộng qua đó theo

dõi đánh giá biến động tổn thất điện năng của từng khu vực, từng xuất tuyến, từng

TBA công cộng hàng tháng và lũy kế đến tháng thực hiện để có biện pháp xử lý đối

với những biến động tổn thất điện năng. Đồng thời so sánh kết quả lũy kế với kết

quả tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật để đánh giá thực tế vận hành cũng nhƣ khả

năng có tổn thất điện năng thƣơng mại thuộc khu vực đang xem xét.

Đảm bảo phụ tải đúng với từng đƣờng dây, từng khu vực.

Kiểm tra, xử lý nghiêm và tuyên truyền ngăn ngừa lấy cắp điện: Tăng cƣờng

công tác kiểm tra chống các hành vi lấy cắp điện dƣới mọi hình thức, cần thực hiện

thƣờng xuyên liên tục trên mọi địa bàn, đặc biệt đối với khu vực nông thôn mới tiếp

nhận bán lẻ; Phối hợp với các cơ quan chức năng và chính quyền địa phƣơng xử lý

nghiêm theo đúng quy định đối với các vụ vi phạm lấy cắp điện. Phối hợp với các

cơ quan truyền thông tuyên truyền ngăn ngừa biểu hiện lấy cắp điện. Giáo dục để

các nhân viên QLVH, các đơn vị và ngƣời dân quan tâm đến vấn đề giảm tổn thất

điện năng và tiết kiệm điện năng.

17

1.3.3 Các giải pháp quản lý điều hành

Lập chƣơng trình, kế hoạch giảm tổn thất điện năng hàng năm; Tổ chức theo

dõi, tổng hợp đánh giá tình hình thực hiện hàng tháng, đề xuất các giải pháp khắc

phục các tồn tại.

Sử dụng phần mềm PSS-ADEPT chạy bài toán phân bố công suất để tính tổn

thất kỹ thuật của từng TBA, từng đƣờng dây, từng khu vực để quản lý, đánh giá và

đề ra giải pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp.

Xây dựng và thực hiện nghiêm quy định quản lý kìm, chì niêm phong công

tơ, CT, VT, hộp bảo vệ hệ thống đo đếm; Xây dựng quy định kiểm tra, xác minh đối

với các trƣờng hợp công tơ cháy, mất cắp, hƣ hỏng, ... ngăn ngừa hiện tƣợng thông

đồng với khách hàng vi phạm sử dụng điện; Tăng cƣờng phúc tra ghi chỉ số công tơ

để đảm bảo việc ghi chỉ số đúng quy định của quy trình kinh doanh; Gắn trách

nhiệm của cán bộ quản lý điều hành với chỉ tiêu giảm tổn thất điện năng.

1.4 Kết luận

Tổn thất điện năng chính là lƣợng điện năng tiêu hao cho quá trình truyền tải

và phân phối điện. Tổn thất điện năng có hai dạng cơ bản là tổn thất điện năng kỹ

thuật và tổn thất điện năng phi kỹ thuật.

Việc giảm tổn thất điện năng có ý nghĩa rất lớn đối với toàn xã hội từ Nhà

nƣớc đến ngành điện và các hộ tiêu dùng điện. Đối với EVN sau nhiều năm tích cực

thực hiện nhiều giải pháp giảm tổn thất điện năng, tỷ lệ tổn thất điện năng trong 10

năm qua liên tục giảm từ 11,05% năm 2006 xuống còn 8,49% năm 2014, mục tiêu

của EVN năm 2015 sẽ giảm tỷ lệ tổn thất điện năng xuống còn 8,0% và phấn đấu

đến năm 2020 là 6,0%. Giảm đƣợc tổn thất điện năng tức là giảm đƣợc đầu tƣ và

chi phí cho việc phát điện của các nhà máy điện, điều này sẽ ảnh hƣởng trực tiếp tới

công cuộc nâng cao đời sống của nhân dân.

Việc phân tích, tính toán giá trị tổn thất điện năng, bao gồm: tính toán tổn

thất phần kỹ thuật chủ yếu dựa trên 03 phƣơng pháp (phƣơng pháp tổng quát,

18

phƣơng pháp bậc thang hóa đồ thị phụ tải, phƣơng pháp so sánh) và công cụ hỗ trợ

là chƣơng trình PSS-ADEPT; tính toán tổn thất phần phi kỹ thuật chủ yếu phân tích

tính chính xác việc đo đếm điện năng giữa bên mua điện và bên bán điện.

Giải pháp giảm tổn thất điện năng phân thành ba nhóm chính: các giải pháp

kỹ thuật, các giải pháp phi kỹ thuật và giải pháp quản lý, điều hành.

19

CHƢƠNG 2: PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC TRÀ VINH

2.1 Giới thiệu về Công ty Điện lực Trà Vinh

2.1.1 Quá trình hình thành và phát triển

Công ty Điện lực Trà Vinh tiền thân là Sở Điện lực Trà Vinh, đƣợc thành lập

và chính thức đi vào hoạt động vào ngày 02/5/1992 trên cơ sở tách ra từ Sở Điện

lực Cửu Long cũ. Ngày 08/03/1996, Sở Điện lực Trà Vinh đƣợc đổi tên thành Điện

lực Trà Vinh. Đến 04/2010, thực hiện phƣơng án chuyển đổi mô hình, Điện lực Trà

Vinh đƣợc đổi tên thành Công ty Điện lực Trà Vinh trực thuộc EVN SPC.

Từ khi mới thành lập vào năm 1992, toàn tỉnh chỉ có một trạm trung gian

110kV công suất 6MVA, 191km đƣờng dây trung áp, 127 TBA với dung lƣợng

14,1MVA và 41km đƣờng dây hạ áp; số xã có điện chỉ đạt 48% (37/76 xã), hầu hết

lƣới điện chỉ kéo về tập trung ở trung tâm xã; số lƣợng khách hàng sử dụng điện

toàn tỉnh chỉ có 13.330 hộ chiếm 8,6% tổng số hộ dân toàn tỉnh; điện thƣơng phẩm

năm 1992 là 17,9 triệu kWh.

Với những nỗ lực đầu tƣ trong những năm qua, quy mô lƣới điện của Công

ty ngày tăng cao, chất lƣợng điện năng ngày càng cải thiện, đáp ứng kịp thời nhu

cầu phụ tải của khách hàng. Tính đến 31/12/2014 Công ty Điện lực Trà Vinh đã

quản lý 2.266km đƣờng dây trung áp, tăng gấp 11,9 lần so với năm 1992; 2.446km

đƣờng dây hạ áp tăng gấp 54,8 lần năm 1992; 3.888 TBA với tổng dung lƣợng

311,5 MVA, tăng gấp 30,6 lần so với năm 1992; toàn tỉnh có 105/105 phƣờng xã có

điện, tổng số hộ có điện trên toàn tỉnh là 258.677/263.857 hộ, đạt 98,04% tổng số

hộ dân; điện thƣơng phẩm đạt 627,13 triệu kWh tăng gấp 35 lần năm 1992.

2.1.2 Chức năng, nhiệm vụ

Chức năng chủ yếu của Công ty Điện lực Trà Vinh là phân phối và kinh

doanh điện năng trên địa bàn tỉnh Trà Vinh.

Nhiệm vụ của Công ty Điện lực Trà Vinh là cung ứng điện phục vụ phát

20

triển kinh tế - xã hội, đảm bảo ổn định chính trị, an ninh quốc phòng và nâng cao

đời sống vật chất - văn hóa tinh thần của nhân dân trong tỉnh Trà Vinh.

2.1.3 Cơ cấu tổ chức quản lý

Cơ cấu tổ chức của Công ty Điện lực Trà Vinh gồm có Giám đốc Công ty,

các phó Giám đốc Công ty, Kế toán trƣởng; các phòng chuyên môn nghiệp vụ và

các đơn vị trực thuộc Công ty, cụ thể nhƣ sau:

- Giám đốc công ty; Hỗ trợ cho Giám đốc có Phó Giám đốc kỹ thuật, Phó

Giám đốc kinh doanh và Kế toán trƣởng.

- Tham mƣu cho ban Giám đốc trong công tác quản lý điều hành là các

phòng, ban chuyên môn nghiệp vụ bao gồm: Văn phòng, phòng Tổ chức & Nhân

sự, phòng Kế hoạch Kỹ thuật, phòng Tài chính Kế toán, phòng Kinh doanh, phòng

Điều độ, Phòng An toàn, Phòng Vật tƣ, phòng Công nghệ thông tin, phòng Quản lý

Đầu tƣ, phòng Thanh tra Bảo vệ Pháp chế, phòng Kiểm tra Giám sát mua bán điện

và Ban quản lý dự án.

- Công ty Điện lực Trà Vinh có 09 đơn vị trực thuộc bao gồm: Điện lực

thành phố Trà Vinh, Điện lực Châu Thành, Điện lực Cầu Ngang, Điện lực Cầu Kè,

Điện lực Tiểu Cần, Điện lực Trà Cú, Điện lực Càng Long, Điện lực Duyên Hải và

Phân xƣởng Cơ điện.

- Về tổ chức Đảng, Đoàn thể: Đảng bộ Công ty Điện lực Trà Vinh có 12 Chi

bộ trực thuộc và 249 đảng viên; Công đoàn cơ sở có 22 Công đoàn bộ phận, Tổ

Công đoàn trực thuộc với 628 đoàn viên; Đoàn Thanh niên cộng sản Hồ Chí Minh

có 09 chi đoàn với 199 đoàn viên.

- Số lƣợng cán bộ nhân viên tại Công ty Điện Lực Trà Vinh đến 31/12/2014

là 637 ngƣời.

21

2.1.4 Sơ đồ tổ chức

Sơ đồ tổ chức của Công ty Điện lực Trà Vinh nhƣ sau:

PHÓ

GIÁ

M Đ

ỐC

K

INH

DO

AN

H

PHÓ

GIÁ

M Đ

ỐC

K

Ỹ T

HU

ẬT

GIÁ

M Đ

ỐC

Văn

ph

òng

Phòn

g TC

-NS

Phòn

g K

H-K

T Ph

òng

TC-K

T Ph

òng

KD

Ph

òng

Điề

u độ

Ph

òng

An

toàn

Ph

òng

Vật

tƣ

Phòn

g C

NTT

Ph

òng

QLĐ

T Ph

òng

KG

MBĐ

Ph

òng

TTBV

-PC

Ban

QLD

A

Các

Đ

iện

lực

PX

Cơ

điện

Điệ

n lự

c C

àng

Long

Điệ

n lự

c T

hành

phố

Tr

à V

inh

Điệ

n lự

c C

ầu

Nga

ng

Điệ

n lự

c C

ầu

Kè

Điệ

n lự

c C

ầu

Kè

Điệ

n lự

c Tr

à C

ú

Điệ

n lự

c D

uyên

H

ải

Điệ

n lự

c C

hâu

Thàn

h

22

2.2 Tổng quan về hệ thống điện do Công ty Điện lực Trà Vinh quản lý

2.2.1 Nguồn điện

Nguồn điện cung cấp cho tỉnh Trà Vinh chủ yếu từ nguồn điện lƣới quốc gia.

Trên địa bàn tỉnh hiện nay EVN đang đầu tƣ xây dựng Trung tâm Điện lực Duyên

Hải tại xã Dân Thành huyện Duyên Hải với tổng công suất là 4.350MW (Nhà máy

1: 2x622,5MW; Nhà máy 2: 2x600MW; Nhà máy 3: 2x622,5MW; Nhà máy 3 mở

rộng: 1x660MW). Các nhà máy trên hiện nay do Công ty Nhiệt điện Duyên Hải

thuộc Tổng Công ty Phát điện 1 quản lý và vận hành.

2.2.2 Lưới điện 220kV

Hiện tại, tỉnh Trà Vinh nhận điện từ 02 đƣờng dây 220kV Duyên Hải - Trà

Vinh dài 2x44,89km sử dụng dây dẫn ACSR 400/51 và Vĩnh Long - Trà Vinh dài

2x62,17km sử dụng dây dẫn ACSR 300/48, cấp nguồn cho TBA 220/110kV Trà

Vinh có công suất 1x125MVA. Đây là nguồn cấp điện chính cho các TBA 110kV

trên địa bàn tỉnh và do EVN NPT quản lý và vận hành.

Hình 2-1 Nhà điều hành sản xuất Công ty Điện lực Trà Vinh

23

2.2.3 Lưới điện 110kV

Tỉnh Trà Vinh nhận điện từ 04 đƣờng dây 110kV: Trà Vinh 2 - Trà Vinh dài

1x9,3km sử dụng dây dẫn ACSR 240/32; Trà Vinh 2 - Duyên Hải dài 1x33,72km sử

dụng dây dẫn ACSR 240/32; Bình Minh - Cầu Kè dài 1x35,68km sử dụng dây dẫn

ACSR 240/32; đƣờng dây 110kV Vũng Liêm - Trà Vinh dài 1x44km sử dụng dây

dẫn ACSR 240/32, cấp nguồn cho 03 TBA 110/22kV: trạm Trà Vinh với công suất

2x40MVA, trạm Duyên Trà với công suất 2x25MVA và trạm Cầu Kè với công suất

1x40MVA. Các đƣờng dây và TBA trên do Công ty lƣới điện Cao thế miền Nam

quản lý và vận hành.

2.2.4 Lưới điện phân phối

Đây là lƣới điện do Công ty Điện lực Trà Vinh quản lý vận hành, cung cấp

điện cho 105/105 phƣờng xã trên toàn địa bàn tỉnh Trà Vinh.

Bảng 2-1 Quy mô lƣới điện phân phối do Công ty Điện lực Trà Vinh QLVH đến ngày 31/12/2014

Hạng mục Đơn vị tính Khối lƣợng quản lý Đƣờng dây trung áp km 2.265,921 Đƣờng dây hạ áp km 3.942,898 TBA phân phối trạm 3.888 Dung lƣợng TBA phân phối MVA 311,5

(Nguồn: Báo cáo số liệu QLKT quý 4-2014)

2.2.4.1 Đƣờng dây 12,7/22kV

Toàn bộ lƣới điện trung áp thuộc 07 huyện và thành phố Trà Vinh hiện đều

đang vận hành ở cấp điện áp 22kV nhận điện từ 03 TBA 110/22kV, bao gồm: trạm

Trà Vinh, công suất 2x40MVA với 10 lộ ra 22kV chủ yếu cấp điện cho khu vực

thành phố Trà Vinh, huyện Châu Thành, một phần huyện Trà Cú, Cầu Ngang, Tiểu

Cần và Càng Long; trạm Duyên Trà, công suất 2x25MVA với 08 lộ ra 22kV chủ

yếu cấp điện cho khu vực huyện Duyên Hải, một phần huyện Trà Cú và Cầu Ngang

24

và trạm Cầu Kè, công suất 1x40MVA với 05 lộ ra 22kV chủ yếu cấp điện cho khu

vực huyện Cầu Kè, một phần huyện Tiểu Cần và Càng Long. Giữa các trạm 110kV

đều có ít nhất 02 phát tuyến 22kV kết vòng với nhau để nâng cao độ tin cậy cấp

điện cho các phụ tải.

Nhìn chung, lƣới điện trung áp trên địa bàn tỉnh Trà Vinh mới đƣợc xây

dựng, cải tạo nâng cấp từ những năm gần đây nên chất lƣợng còn đảm bảo, có thể

đóng kết vòng từ các phát tuyến khác nên chất lƣợng điện năng và độ an toàn cung

cấp điện đƣợc đảm bảo, đáp ứng nhu cầu phụ tải trong thời điểm hiện tại và tƣơng

lai.

2.2.4.2 Trạm phân phối 22/0,4kV

Toàn bộ các TBA khu vực tỉnh Trà Vinh có cấp điện áp 22/0,4kV (3 pha)

hoặc 12,7/0,22kV (1 pha).

2.2.4.3 Đƣờng dây hạ áp

Lƣới điện hạ áp trên địa bàn Trà Vinh có cấp điện áp 220/380V (3 pha 4 dây)

và 220V (01 pha 03 dây và 01 pha 02 dây).

Trên địa bàn Trà Vinh hiện nay, ngoài lƣới điện hạ áp do ngành điện đầu tƣ

quản lý với khối lƣợng là 2.445,69km, còn 05 tổ chức kinh doanh điện nông thôn

(02 Công ty cổ phần và 3 Hợp tác xã) đầu tƣ xây dựng lƣới điện hạ áp và mua điện

lại của ngành điện để bán lại cho các hộ dân nông thôn với khối lƣợng quản lý là

1.497,21km.

Nhìn chung, lƣới điện hạ áp do ngành điện quản lý đƣợc cải tạo nâng cấp kịp

thời đúng qui định nên đảm bảo chất lƣợng điện năng và an toàn cung cấp điện cho

các hộ dân thành thị và nông thôn. Tuy nhiên, đối với lƣới điện hạ áp do các tổ chức

điện nông thôn quản lý, một số nơi do xây dựng lâu năm đến nay đã xuống cấp, bán

kính cấp điện quá quy định không đƣợc đầu tƣ cải tạo kịp thời nên chất lƣợng điện

năng không đảm bảo và gây mất an toàn điện cho nhân dân.

25

2.3 Tình hình sản xuất kinh doanh của Công ty Điện lực Trà Vinh giai đoạn 2012-2014

Trong giai đoạn năm 2012-2014, Công ty Điện lực Trà Vinh đã chủ động

triển khai quyết liệt các biện pháp, giải pháp đồng bộ để hoàn thành hầu hết các

nhiệm vụ, chỉ tiêu, kế hoạch sản xuất kinh doanh EVN SPC giao, đáp ứng đầy đủ

nhu cầu điện phục vụ phát triển kinh tế - xã hội và sinh hoạt, sản xuất của nhân dân

trong tỉnh Trà Vinh.

2.3.1 Điện thương phẩm

Trong giai đoạn năm 2012-2014, sản lƣợng điện thƣơng phẩm toàn tỉnh Trà

Vinh đạt 1.630.000 MWh, tốc độ tăng trƣởng trung bình hàng năm là 15,9%.

Điện sử dụng cho nông, lâm, ngƣ nghiệp: đạt 33.652 MWh chiếm tỷ trọng

2,06%; Công nghiệp, xây dựng: đạt 574.897 MWh chiếm tỷ trọng 35,27%; Kinh

doanh, dịch vụ: đạt 49.545 MWh chiếm tỷ trọng 3,04%; Tiêu dùng dân cƣ: đạt

933.707 MWh chiếm tỷ trọng 57,28%; Hoạt động khác: đạt 38.199 MWh chiếm tỷ

trọng 2,35%.

Bảng 2-2 Điện năng sử dụng theo các thành phần kinh tế giai đoạn năm

2012-2014

Stt Thành phần kinh tế

Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

MWh Tỷ

trọng (%)

MWh Tỷ

trọng (%)

MWh Tỷ

trọng (%)

1 Nông, lâm, ngƣ nghiệp 1.715 0,4 9.023 1,7 22.914 3,7

2 Công nghiệp, xây dựng 160.727 34,4 190.524 35,5 223.646 35,7

3 Kinh doanh, dịch vụ 15.393 3,3 16.172 3,0 17.980 2,9

4 Tiêu dùng dân cƣ 277.832 59,5 307.367 57,3 348.508 55,6 5 Hoạt động khác 11.216 2,4 12.902 2,4 14.082 2,2 Tổng 466.883 100,0 535.987 100,0 627.130 100,0

(Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2012, 2013, 2014)

26

Hình 2-2 Biểu đồ điện năng sử dụng theo các thành phần kinh tế giai đoạn năm

2012-2014

Hình 2-3 Biểu đồ tỷ trọng điện năng sử dụng theo các thành phần kinh tế giai đoạn năm 2012-2014

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

Nông, lâm, ngƣ nghiệp

Hoạt động khác

Kinh doanh, dịch vụ

Công nghiệp xây dựng

Tiêu dùng dân cƣ

-

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

Nông, lâm, ngƣ nghiệp

Hoạt động khác

Kinh doanh, dịch vụ

Công nghiệp xây dựng

Tiêu dùng dân cƣ

(MWh)

(%)

27

2.3.2 Tỷ lệ tổn thất điện năng

Trong giai đoạn năm 2012-2014, mặc dù có nhiều nổ lực trong công tác giảm

tổng thất điện năng, tuy nhiên do phải cấp điện phục vụ nuôi tôm thẻ chân trắng tự

phát tăng đột biến trên địa bàn 04 huyện Cầu Ngang, Duyên Hải, Châu Thành và

Trà Cú để đảm bảo phát triển kinh tế - xã hội của địa phƣơng nên lƣới điện tại các

khu vực này phải liên tục vận hành hành ở chế độ quá tải làm tổn thất điện năng của

Công ty Điện lực Trà Vinh giai đoạn năm 2012-2014 tăng cao với giá trị trung bình

là 6,50%, cao hơn mức trung bình của giai đoạn 2009-2011 là 5,93%.

Bảng 2-3 Tỷ lệ tổn thất điện năng giai đoạn năm 2012-2014

Chỉ tiêu Đơn vị Năm 2012 2013 2014

Tỷ lệ tổn thất % 6,38 6,18 6,93


Hình 2-4 Biểu đồ tỷ lệ tổn thất điện năng giai đoạn năm 2012-2014

1

2

3

4

5

6

7

8

Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

(%)

28

2.3.3 Giá bán bình quân

Kết quả thực hiện giá bán điện bình quân giai đoạn năm 2012-2014: tăng dần

hàng năm, bình quân tăng 96,09 đ/kWh/năm.

Bảng 2-4 Giá bán bình quân giai đoạn năm 2012-2014

Chỉ tiêu Đơn vị Năm 2012 2013 2014

Giá bán bình quân đồng/kWh 1.250,43 1.377,26 1.414,00 Tăng so năm trƣớc đồng/kWh 124,71 126,83 36,74


2.3.4 Doanh thu bán điện

Trong giai đoạn năm 2012-2014, tổng doanh thu của Công ty Điện lực Trà

Vinh là 2.208,75 tỷ đồng với tỷ lệ tăng trƣởng trung bình hàng năm là 23,29%.

Bảng 2-5 Doanh thu bán điện giai đoạn năm 2012-2014

Chỉ tiêu Đơn vị Năm Tổng cộng 2012 2013 2014 Doanh thu tỷ đồng 583,80 738,19 886,76 2.208,75


2.3.5 Phát triển khách hàng và đưa điện về nông thôn

Từ năm 1998 đến năm 2014 toàn bộ các xã trên địa bàn tỉnh Trà Vinh đã

đƣợc ngành điện đầu tƣ cấp điện từ các dự án, điện khí hóa nông thôn, dự án cung

cấp điện cho các hộ dân chƣa có điện chủ yếu là đồng bào Khmer tỉnh Trà Vinh sử

dụng từ nguồn vốn khấu hao cơ bản của EVN SPC, vốn đối ứng của UBND tỉnh,

nguồn vốn vay của các tổ chức tín dụng quốc tế nhƣ Ngân hàng thế giới (WB), Cơ

quan Phát triển Pháp (AFD), Ngân hàng phát triển Châu Á (ADB) với khối lƣợng

đƣờng dây trung áp 1.330,7km; đƣờng dây hạ áp 2.357,4km; TBA 64.292kVA; vốn

đầu tƣ 529.111 triệu đồng (số liệu chi tiết đƣợc trình bày tại phụ lục 2). Trong đó,

khối lƣợng đầu tƣ tập trung vào các năm 2003, 2006, 2012 và 2014 với các dự án sử

dụng vốn vay của Ngân hàng thế giới, Cơ quan Phát triển Pháp và Ngân hàng phát

29

triển Châu Á.

Đến cuối năm 2014, toàn tỉnh có 105/105 phƣờng xã có điện. Tổng số hộ có

điện trên toàn tỉnh là 258.677/263.857 hộ, đạt 98,04% tổng số hộ dân, trong đó: Số

hộ dân có điện khu vực nông thôn là 220.395/227.156 hộ, đạt 97,02% tổng số hộ

dân khu vực nông thôn.

Nhìn chung, khối lƣợng đầu tƣ lƣới điện nông thôn giai đoạn năm 1998-2014

là khá lớn đã góp phần nâng cao đời sống vật chất, tinh thần, thúc đẩy phát triển

kinh tế xã hội, củng cố khối đoàn kết toàn dân dân tộc đảm bảo an ninh chính trị,

quốc phòng trên địa bàn tỉnh Trà Vinh. Tuy nhiên, phần lớn các MBA đều non tải

tổn thất không tải cao trên MBA.

Hình 2-5 Biểu đồ đầu tƣ lƣới trung áp giai đoạn năm 1998-2014

-

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

400,0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

(km)

30

Hình 2-6 Biểu đồ đầu tƣ lƣới hạ áp giai đoạn năm 1998-2014

Hình 2-7 Biểu đồ đầu tƣ TBA (kVA) giai đoạn năm 1998-2014

-

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

-

2.000,0

4.000,0

6.000,0

8.000,0

10.000,0

12.000,0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

(km)

(kVA)

31

Hình 2-8 Biểu đồ vốn đầu tƣ lƣới điện giai đoạn năm 1998-2014

2.3.6 Đầu tư, nâng cấp, cải tạo phát triển lưới điện

Trong 03 năm từ năm 2012-2014, Công ty Điện lực Trà Vinh đã thực hiện

đầu tƣ đầu tƣ xây dựng mới 41,8km đƣờng dây trung áp; 85,2km đƣờng dây hạ áp

và 6,646MVA TBA, với tổng giá trị 71,6 tỷ đồng để cung cấp điện cho các khu cụm

dân cƣ và khách hàng sản xuất, dịch vụ trên địa bàn.

Đặc biệt, ngày 25-27/4/2013 Công ty Điện lực Trà Vinh đã phối hợp Công ty

Truyền tải điện 4 đã đóng điện thành công đƣờng dây 220kV Vĩnh Long - Trà Vinh

và TBA 220/110kV Trà Vinh, giải quyết đƣợc mạch vòng cấp điện 110kV đầu tiên

sau 21 năm kể từ ngày thành lập Công ty Điện lực Trà Vinh, đã tạo nguồn cung cấp

điện ổn định, tin cậy cho sự phát triển kinh tế xã hội và tiêu dùng dân cƣ toàn tỉnh

Trà Vinh.

-

50.000,0

100.000,0

150.000,0

200.000,0

250.000,0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

(triệu đồng)

32

2.4 Thực trạng tổn thất điện năng tại Công ty Điện lực Trà Vinh

2.4.1 Tình hình thực hiện tổn thất điện năng tại các Điện lực trực thuộc

Năm 2012, có 4/8 Điện lực thực hiện tỷ lệ tổn thất điện năng thấp hơn kế

hoạch giao là Điện lực Trà Cú, Tiểu Cần, Châu Thành và Cầu Kè; 4/8 Điện lực thực

hiện bằng kế hoạch giao là Điện lực Thành phố Trà Vinh, Cầu Ngang, Duyên Hải

và Càng Long; Công ty Điện lực Trà Vinh thực hiện bằng kế hoạch giao là 6,38%.

Năm 2013, có 6/8 Điện lực thực hiện tỷ lệ tổn thất điện năng thấp hơn kế

hoạch giao là Điện lực Càng Long, Tiểu Cần, Trà Cú, Thành phố Trà Vinh, Châu

Thành và Cầu Kè; 2/8 Điện lực thực hiện bằng kế hoạch giao là Điện lực Cầu

Ngang, Duyên Hải; Công ty Điện lực Trà Vinh thực hiện bằng kế hoạch giao là

6,18%.

Năm 2014, có 8/8 Điện lực thực hiện tỷ lệ tổn thất điện năng cao hơn kế

hoạch giao, trong đó có 03 Điện lực có tỷ lệ tổn thất điện năng rất cao là Điện lực

Cầu Ngang, Duyên Hải và Trà Cú; Công ty Điện lực Trà Vinh thực hiện cao hơn kế

hoạch giao là 6,93%/6,00%.

Bảng 2-6 Kết quả thực hiện tổn thất điện năng các Điện lực trực thuộc Công ty Điện lực Trà Vinh giai đoạn năm 2012-2014

Stt Điện lực Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

Kế hoạch

Thực hiện

Kế hoạch

Thực hiện

Kế hoạch

Thực hiện

1 TP Trà Vinh 6,35 6,35 3,53 3,41 3,40 4,20 2 Châu Thành 10,90 10,77 2,89 2,83 2,80 2,91 3 Cầu Ngang 7,48 7,48 7,89 7,89 7,20 7,94 4 Duyên Hải 7,32 7,32 7,85 7,85 7,00 8,07 5 Trà Cú 6,35 5,84 5,86 5,41 5,00 5,85 6 Cầu Kè 3,90 3,87 3,91 3,85 3,80 4,40 7 Tiểu Cần 5,15 4,79 3,90 3,42 3,40 3,52 8 Càng Long 4,16 4,16 4,00 3,12 3,10 3,82

Công ty 6,38 6,38 6,18 6,18 6,00 6,93 (Nguồn: Báo cáo tổng kết giảm tổn thất điện năng năm 2012, 2013, 2014)

33

2.4.2 Tính toán tổn thất kỹ thuật

2.4.2.1 Đồ thị phụ tải 24 giờ ngày điển hình giai đoạn 2012-2014

Đồ thị phụ tải đặc trƣng tiêu dùng dân cƣ chiếm khoảng 57%, giờ cao điểm

sáng từ 09h00 đến 10h00, cao điểm chiều từ 15h00 đến 16h00, cao điểm tối từ

19h00 đến 20h00; Phụ tải tăng trƣởng tƣơng đối ổn định, mức tăng trƣởng bình

quân hàng năm từ 15,9%; Do đặc thù chủ yếu là phụ tải Tiêu dùng dân cƣ nên phụ

tải biến động lớn do thời tiết và theo mùa vụ (nuôi trồng thủy sản, trồng màu).

Bảng 2-7 Đồ thị phụ tải 24 giờ ngày điển hình giai đoạn 2012-2014

Giờ Công suất (MW) Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

1 44,3 58,3 76,1 2 44,3 59,6 73,9 3 46,9 59,8 74,2 4 48,7 62 75,9 5 54,1 66 81,1 6 58,9 61,3 74,1 7 58,3 64,6 78,9 8 68,5 75,4 93,1 9 75,8 85,7 107,9

10 75,3 81,1 98,7 11 68,4 70,4 80,6 12 64,8 71,5 81,4 13 66,8 79,3 95,6 14 68,2 81,6 94,5 15 71,9 83,9 103,8 16 80,6 88,6 103 17 76,5 78,1 82,1 18 72,3 73,4 79,4 19 82,8 86,2 99,1 20 77,3 89,5 99,1 21 73,3 87,7 93,4 22 64,6 76,7 84,4 23 55,7 69,8 78,3 24 52,3 59,2 75

(Nguồn: Đề án giảm tổn thất điện năng giai đoạn 2016 - 2020)

34

Hình 2-9 Đồ thị phụ tải 24 giờ ngày điển hình giai đoạn 2012-2014

2.4.2.2 Kết quả tính toán tổn thất kỹ thuật

Tính toán tổn thất kỹ thuật cho ngày điển hình, trong đó:

- Tổn thất điện năng lƣới trung áp và tổn thất có tải của MBA tính bằng

chƣơng trình PSS-ADEPT.

- Tổn thất điện năng không tải của MBA lấy theo giá trị tại phụ lục 1.

- Tổn thất điện năng lƣới điện hạ áp và nhánh rẽ khách hàng sử dụng phƣơng

pháp bậc thang hóa đồ thị phụ tải tại mục 1.2.2

- Tổn thất điện năng trên công tơ lấy theo giá trị tại mục 1.2.4.3.

- Ta có kết quả tính toán tổn thất điện năng khâu kỹ thuật toàn Công ty Điện

lực Trà Vinh và các Điện lực trực thuộc giai đoạn 2012-2014 theo các bảng sau:

0

20

40

60

80

100

120

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Năm 2012

Năm 2013

Năm 2014

(kVA)

35

Bảng 2-8 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Công ty Điện lực Trà Vinh giai đoạn 2012-2014

Stt Liệt kê Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

1 Tổng điện nhận 983.203 1.189.676 1.498.991 2 Tổn thất lƣới trung áp

và MBA 33.965 3,45 42.684 3,59 46.305 3,09

3 Tổn thất không tải MBA P0

9.383 0,95 10.153 0,85 12.028 0,80

4 Tổn thất lƣới hạ áp 13.809 1,40 15.122 1,27 24.704 1,65 5 Tổn thất NRKH 809 0,08 1.064 0,09 1.297 0,09 6 Tổn thất trên công tơ 3.059 0,31 3.796 0,32 4.940 0,33

Tổng tổn thất 61.025 6,21 72.820 6,12 89.274 5,96

(Nguồn: Báo cáo tổng kết giảm tổn thất điện năng năm 2012, 2013, 2014)

Bảng 2-9 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Thành

phố Trà Vinh giai đoạn 2012-2014


Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

1 Tổng điện nhận 291.541 541.693 676.467 2 Tổn thất lƣới trung áp

và MBA 9.043 3,10 9.168 1,69 9.901 1,46


1.857 0,64 2.063 0,38 1.839 0,27

4 Tổn thất lƣới hạ áp 5.549 1,90 5.428 1,00 7.970 1,18 5 Tổn thất NRKH 475 0,16 585 0,11 733 0,11 6 Tổn thất trên công tơ 757 0,26 874 0,16 1.398 0,21

Tổng tổn thất 17.681 6,06 18.119 3,34 21.840 3,23


Bảng 2-10 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Càng Long giai đoạn 2012-2014


Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

1 Tổng điện nhận 122.095 139.409 192.795

36


Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

2 Tổn thất lƣới trung áp và MBA 2.277 1,87 2.524 1,81 2.585 1,34


1.310 1,07 1.456 1,04 1.495 0,78

4 Tổn thất lƣới hạ áp 948 0,78 1.061 0,76 1.317 0,68 5 Tổn thất NRKH 17 0,01 21 0,02 16 0,01 6 Tổn thất trên công tơ 326 0,27 375 0,27 426 0,22

Tổng tổn thất 4.878 4,00 5.438 3,90 5.838 3,03


Bảng 2-11 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Cầu Kè giai đoạn 2012-2014


Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)


và MBA 1.102 1,24 2.424 2,03 1.824 1,39


802 0,90 754 0,63 951 0,73

4 Tổn thất lƣới hạ áp 1.137 1,28 1.009 0,84 1.239 0,95 5 Tổn thất NRKH 36 0,04 46 0,04 43 0,03 6 Tổn thất trên công tơ 266 0,30 304 0,25 555 0,42

Tổng tổn thất 3.343 3,76 4.536 3,79 4.613 3,53


Bảng 2-12 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Tiểu Cần giai đoạn 2012-2014


Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)


và MBA 5.425 3,57 5.828 2,50 6.094 2,04


1.105 0,73 1.082 0,46 1.238 0,41

4 Tổn thất lƣới hạ áp 819 0,54 1.694 0,73 2.189 0,73

37


Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

5 Tổn thất NRKH 8 0,01 38 0,02 45 0,02 6 Tổn thất trên công tơ 233 0,15 338 0,14 410 0,14

Tổng tổn thất 7.589 5,00 8.979 3,85 9.976 3,34


Bảng 2-13 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Trà Cú giai đoạn 2012-2014


Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)


và MBA 3.805 2,70 5.285 3,19 5.874 2,80


1.256 0,89 1.627 0,98 1.968 0,94


Tổng tổn thất 7.652 5,44 8.967 5,40 10.300 4,91


Bảng 2-14 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Cầu Ngang giai đoạn 2012-2014


Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)


và MBA 2.216 2,87 2.759 2,94 3.030 1,99


1.043 1,35 1.416 1,51 1.747 1,15


Tổng tổn thất 5.342 6,92 6.506 6,94 10.553 6,95


38

Bảng 2-15 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Duyên Hải giai đoạn 2012-2014


Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)


và MBA 2.509 3,12 3.075 2,52 4.018 2,37


1.185 1,47 1.974 1,62 1.980 1,17


Tổng tổn thất 5.407 6,71 8.237 6,75 11.278 6,65


Bảng 2-16 Kết quả tổn thất điện năng khâu kỹ thuật của Điện lực Châu

Thành giai đoạn 2012-2014


Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)

Giá trị (kWh)

Tỉ lệ (%)


và MBA 6.854 8,53 11.320 2,42 14.480 2,32


825 1,03 1.149 0,25 1.344 0,22

4 Tổn thất lƣới hạ áp 484 0,60 301 0,06 878 0,14 5 Tổn thất NRKH 41 0,05 38 0,01 60 0,01 6 Tổn thất trên công tơ 196 0,24 298 0,06 304 0,05

Tổng tổn thất 8.400 10,45 13.106 2,81 17.067 2,74


2.4.3 Tình hình quản lý công tơ đo đếm điện năng giai đoạn 2012-2014

Đến 31/12/2014, số lƣợng công tơ Công ty Điện lực Trà Vinh bán điện cho

khách hàng là 137.496 cái, trong đó số lƣợng công tơ 1 pha 135.140 cái chiếm

98,29%, công tơ 3 pha 2.356 cái chiếm 1,71%. Giai đoạn 2012-2014, Công ty Điện

lực Trà Vinh bắt đầu lắp đặt thử nghiệm công tơ điện tử 1 pha cho đối tƣợng khách

39

hàng Tiêu dùng dân cƣ sử dụng công nghệ đo ghi từ xa qua đƣờng dây tải điện.

Bảng 2-17 Số lƣợng công tơ khách hàng giai đoạn 2012-2014

Năm

Công tơ 1 pha Công tơ 3 pha Tổng cộng Cơ khí Điện tử

một giá Điện tử

nhiều giá Cơ khí

Điện tử một giá

Điện tử nhiều giá

2012 92.852 7.930 50 1.181 - 913 102.926 2013 109.292 20.745 69 1.551 - 573 132.230 2014 101.215 33.925 - 1.475 233 648 137.496

(Nguồn: Đề án giảm tổn thất điện năng giai đoạn 2016 - 2020)

2.5 Các biện pháp đang áp dụng và những hạn chế trong công tác giảm tổn thất tại Công ty Điện lực Trà Vinh

2.5.1 Các biện pháp quản lý kỹ thuật, vận hành

2.5.1.1 Các biện pháp QLVH lƣới trạm

Theo dõi chỉ huy vận hành tối ƣu điện áp thanh cái 22kV trạm 110/22kV từ

22,8kV - 23,1 kV.

Kiểm tra, bảo dƣỡng lƣới điện ở tình trạng vận hành tốt: Thực hiện kiểm tra

bảo dƣỡng lƣới điện đảm bảo các tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành (hành lang lƣới điện,

tiếp địa, mối tiếp xúc, sứ cách điện, thiết bị, ...). Không để các mối nối, tiếp xúc trên

dây dẫn, cáp, đầu cực thiết bị, ... tiếp xúc không tốt gây phát nóng dẫn đến tăng tổn

thất điện năng; Định kỳ hàng tháng đo tải từng pha Ia, Ib, Ic và dòng điện dây trung

tính Io để thực hiện cân pha khi dòng điện Io lớn hơn 15% trung bình cộng các pha.

Từng bƣớc loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất cao

bằng các thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp, đặc biệt là MBA.

Hạn chế các thành phần không cân bằng và sóng hài bậc cao: Thực hiện

kiểm tra đối với khách hàng gây méo điện áp trên lƣới điện (các lò hồ quang điện,

các phụ tải máy hàn công suất lớn, ...). Trƣờng hợp sóng hài và nhấp nháy điện áp

vƣợt quá quy định tại Thông tƣ 32/2010/TT-BCT ngày 30/7/2010 của Bộ Công

40

thƣơng về Quy định hệ thống điện phân phối thì yêu cầu khách hàng phải có biện

pháp khắc phục.

Bảng 2-18 Kết quả thực hiện các biện pháp QLVH giai đoạn 2012-2014

Stt Biện pháp thực hiện Đơn vị

Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

I VẬN HÀNH ĐIỆN ÁP TỐI ƢU 1 Điện áp thanh cái 22kV lần liên tục liên tục liên tục 2 Điện áp đƣờng dây trung áp đ.dây 324 418 593 3 Điện áp đƣờng dây hạ áp đ.dây 1.245 1.336 4.311 II KIỂM TRA LƢỚI TRẠM 1 Kiểm tra ngày đ.dây trung áp km 17.278 18.145 17.523 2 Kiểm tra ngày đƣờng dây hạ áp km 14.349 17.173 17.056 3 Kiểm tra ngày TBA trạm 21.131 23.554 24.402 4 Kiểm tra đêm đ.dây trung áp km 7.091 9.863 8.229 5 Kiểm tra đêm đƣờng dây hạ áp km 5.663 9.430 7.159 6 Kiểm tra đêm TBA trạm 11.103 16.918 12.365

III PHÁT HOANG, VỆ SINH LƢỚI TRẠM 1 Đƣờng dây trung áp km 4.775 5.777 5.019 2 Đƣờng dây hạ áp km 2.030 3.697 3.885 3 Trạm biến áp trạm 6.400 9.372 12.745

IV CÂN PHA, SANG TẢI 1 Đƣờng dây trung áp km 22 16 41 2 Đƣờng dây hạ áp km 241 229 323 3 Trạm biến áp trạm 286 200 268 V XỬ LÝ MỐI NỐI KÉM CHẤT LƢỢNG 1 Đo nhiệt độ mối nối vị trí 2.490 1.890 1.552

2 Xử lý theo kết quả đo nhiệt độ mối nối vị trí 37 8 76

3 Thay thế mối nối boulon bằng kẹp WR, ống ép. cái 250 498 132

4 Bọc hóa mối nối NRKH k/h 34 54 75 VI THAY THẾ THIẾT BỊ KÉM CHẤT LƢỢNG 1 LA đƣờng dây, TBA cái 291 372 264 2 FCO đƣờng dây, TBA cái 45 39 24 3 CB TBA cái 161 81 134

VII KIỂM TRA CHẤT LƢỢNG ĐIỆN KHÁCH HÀNG THEO THÔNG TƢ 32/2010/TT-BCT

1 Đo tổng độ biến dạng sóng hài k/h 55 105 171 2 Đo mức nhấp nháy điện áp k/h 55 105 171

41

Stt Biện pháp thực hiện Đơn vị

Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

3 Đo cân bằng pha k/h 55 105 171



tối ƣu trong vận hành trong cùng trạm 110kV và giữa các trạm 110kV.

Hình 2-10 Sơ đồ kết lƣới 22kV trạm 110kV Trà Vinh và Duyên Trà

Bảng 2-19 Kết quả chạy bài toán TOPO để chọn chế độ vận hành tối ƣu

của nhánh trung áp 3 pha Mỹ Long

Stt Phƣơng thức vận hành Điện năng tổn thất (kWh/ngày) Ghi chú

1 Từ trụ BA21/131 thuộc 471DT 3.651 2 Bình thƣờng (Mỹ Long thuộc 471DT) 2.700 3 Mỹ Long thuộc T472TV 2.555 Chọn 4 Từ trụ BB1/218 thuộc 472TV 2.683 5 Từ trụ BB1/212 thuộc 472TV 2.990 6 Từ trụ BB1/149 thuộc 472TV 3.707 7 Điện năng tiết kiệm đƣợc trong ngày (kWh) 145 (2) - (3) 8 Điện năng tiết kiệm đƣợc trong tháng (kWh) 4.350

42

2.5.1.2 Các biện pháp giảm sự cố mất điện, nâng cao độ tin cậy cấp điện

Công ty Điện lực Trà Vinh đã thực hiện đồng bộ nhiều giải pháp giải pháp

ngăn chặn/giảm sự cố mang tính cụ thể cho từng loại nguyên nhân sự cố: Do cây

ngã; Do động vật (chim, rắn, chuột, ...); Do rò điện, phóng điện; Do sét đánh; Do

tiếp xúc xấu; Do lỗi kỹ thuật trong quá trình thi công; Các sự cố chƣa tìm ra nguyên

nhân. Kết quả thực hiện trong giai đoạn 2012-2014, số vụ sự cố hàng năm của Công

ty đã giảm dần, đạt chỉ tiêu kế hoạch EVN SPC giao qua đó, các chỉ tiêu độ tin cậy

cấp điện cho khách hàng ngày càng nâng cao.

Bảng 2-20 Kết quả thực hiện công tác giảm sự cố mất điện giai đoạn 2012-2014

Stt Năm

Thoáng qua (vụ/100km/12 tháng)

Kéo dài (vụ/100km/12 tháng)

TBA (vụ/100MBA/12 tháng)

Kế hoạch

Thực hiện

Đánh giá

Kế hoạch

Thực hiện

Đánh giá

Kế hoạch

Thực hiện

Đánh giá

1 2012 5,98 5,35 Đạt 1,76 1,35 Đạt 0,68 0,07 Đạt 2 2013 5,41 5,27 Đạt 1,75 1,31 Đạt 0,68 0,07 Đạt 3 2014 3,03 2,10 Đạt 1,23 1,18 Đạt 0,35 0,04 Đạt


Bảng 2-21 Kết quả thực hiện công tác nâng cao độ tin cậy giai đoạn 2012-2014

Stt Chỉ số độ tin cậy cấp điện

Mất điện do sự cố lƣới điện phân phối

Mất điện do cắt điện lƣới điện phân phối

có kế hoạch Tổng cộng

MAIFI (lần)

SAIDI (phút)

SAIFI (lần)

MAIFI (lần)

SAIDI (phút)

SAIFI (lần)

MAIFI (lần)

SAIDI (phút)

SAIFI (lần)

I Năm 2012 1 Kế hoạch 2,42 295 4,12 0,46 2.896 14,0 2,86 4.550 24,0 2 Thực hiện 2,02 292 3,95 0,42 2.705 12,1 2,64 3.835 18,1 3 Đánh giá Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt II Năm 2013 1 Kế hoạch 1,92 284,0 4,60 0,44 3.300 13,0 2,36 4.200 22,0 2 Thực hiện 1,55 203,9 3,40 0,36 2.208 7,6 2,20 3.041 14,9 3 Đánh giá Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt

43

Stt Chỉ số độ tin cậy cấp điện

Mất điện do sự cố lƣới điện phân phối

Mất điện do cắt điện lƣới điện phân phối

có kế hoạch Tổng cộng

MAIFI (lần)

SAIDI (phút)

SAIFI (lần)

MAIFI (lần)

SAIDI (phút)

SAIFI (lần)

MAIFI (lần)

SAIDI (phút)

SAIFI (lần)

III Năm 2014 1 Kế hoạch 0,91 183,6 3,67 0,35 2.096 8,23 2,13 2.819 13,88 2 Thực hiện 0,07 69,3 1,06 0,33 1.195 6,01 1,226 1.352 8,201 3 Đánh giá Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt


2.5.1.3 Vận hành kinh tế MBA

Thực hiện điều phối công suất các TBA non tải, đầy tải một cách hợp lý.

Theo dõi các thông số vận hành lƣới điện, tình hình tăng trƣởng phụ tải để có kế

hoạch vận hành, cải tạo lƣới điện hợp lý không để quá tải đƣờng dây, MBA trên

lƣới điện. Đối với các TBA có phụ tải trồng màu phần lớn tập trung tại các Điện lực

Cầu Ngang, Duyên Hải và Trà Cú; trạm vận hành đầy tải và quá tải ở giai đoạn vào

vụ sản xuất và non tải ở giai đoạn trái vụ sản xuất. Để cấp điện cho các phụ tải này

Công ty Điện lực Trà Vinh áp dụng giải pháp vận hành 02 MBA ghép đôi ở giai

đoạn vào vụ sản xuất và cô lập vận hành 01 MBA ở giai đoạn trái vụ sản xuất.

Bảng 2-22 Kết quả điều phối công suất TBA giai đoạn 2012-2014

Stt Giải pháp thực hiện Đơn vị Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

1 Nâng công suất TBA trạm 280 trạm

8.594kVA

266 trạm

11.187kVA

323 trạm

17.336kVA

2 Giảm công suất TBA trạm 20 trạm

1.317,5kVA

23 trạm

1.160kVA

77 trạm

975kVA

3 Cấy trạm rút ngắn bán kính cấp điện trạm

39 trạm

2.393kVA

68 trạm

8.133kVA

6 trạm

636kVA


44

Bảng 2-23 Thống kê số lƣợng TBA ghép đôi cấp điện cho phụ tải trồng màu theo mùa vụ

Stt Tên trạm Công suất MBA

Số lƣợng MBA

Thời gian

vào vụ

Thời gian hết

vụ I ĐIỆN LỰC CẦU NGANG 1 Hạnh Mỹ 1 37,5 2 T 11 T 4 2 Hậu Bối 25 2 T 11 T 4 3 Ấp Năm A 37,5 2 T 11 T 4 4 Giồng Chổi 37,5 2 T 11 T 4 5 Cẩm Hƣơng 50 2 T 11 T 4 II ĐIỆN LỰC DUYÊN HẢI 1 Khoán Tiều 2 37,5 2 T 11 T 4 2 Khoán Tiều 3 25 2 T 11 T 4 3 Khoán Tiều 4 25 2 T 11 T 4 4 Nhà Mát 1 25 2 T 11 T 4 5 Nhà Mát 2 37,5 2 T 11 T 4

III ĐIỆN LỰC TRÀ CÚ 1 Cây Da 3 15 2 T 10 T 6 2 Ba Trạch B 25 2 T 10 T 6 3 Bến Chùa 4 15 2 T 10 T 6 4 Bến Tranh 1 37,5 2 T 10 T 6 5 Bến Tranh 3 37,5 2 T 10 T 6 6 Cá Lóc 4 15 2 T 10 T 6 7 Giồng Chanh A 50 2 T 10 T 6 8 Giồng Chanh Long Hiệp 1 25 2 T 10 T 6 9 Leng 5 15 2 T 10 T 6

10 Mé Rạch B1 25 2 T 10 T 6 11 Mé Rạch B2 25 2 T 10 T 6 12 Nhuệ Tứ A1 25 2 T 10 T 6 13 Ông Thìn 2 15 2 T 10 T 6 14 Rạch Bót 1 25 2 T 10 T 6 15 Sóc Chà 1 50 2 T 10 T 6 16 Sóc Ruộng Trà Cú 25 2 T 10 T 6 17 Vàm Ray 5 15 2 T 10 T 6 18 Vịnh 5 15 2 T 10 T 6 19 Ba Trạch B 25 2 T 10 T 6 20 Bến Trị 25 2 T 10 T 6

45

Stt Tên trạm Công suất MBA

Số lƣợng MBA

Thời gian

vào vụ

Thời gian hết

vụ 21 Đầu lộ Ba Cụm 50 2 T 10 T 6 22 Sóc Chà 1 50 2 T 10 T 6 23 Sóc Ruộng Trà Cú 25 2 T 10 T 6 24 Trà Cú B1 25 2 T 10 T 6 25 Trà Sất C 25 2 T 10 T 6 26 Trà Tro B1 37,5 2 T 10 T 6 27 Bà Tây B2 15 2 T 10 T 6


2.5.1.4 Các biện pháp quản lý, vận hành tụ bù

Theo dõi thƣờng xuyên cosM các nút trên lƣới điện, sử dụng phần mềm PSS-

ADEPT chạy bài toán CAPO để xác định vị trí lắp đặt, điều chuyển các bộ tụ để đạt

hiệu quả nhất về kinh tế. Đảm bảo cosM trung bình tại lộ tổng trung áp trạm

110/22kV đạt từ 0,98 trở lên.

Bảng 2-24 Kết quả lắp đặt tụ bù giai đoạn 2012-2014

Stt Liệt kê danh mục Đơn vị Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014 I TỤ BÙ HẠ ÁP 1 Số bộ tụ lắp mới bộ 30 2.609 823 2 Dung lƣợng tụ lắp mới kVAR 600 14.410 2.965 3 Tổng số bộ tụ vận hành bộ 537 3.146 3.969 4 Tổng dung lƣợng vận hành kVAR 8.745 23.155 26.120 II TỤ BÙ TRUNG ÁP 1 Số bộ tụ cải tạo bộ 3 1 2 2 Dung lƣợng sau cải tạo kVAR 2.400 600 1.200 3 Số bộ tụ lắp mới bộ 1 8 3 4 Dung lƣợng tụ lắp mới kVAR 600 2.700 900 5 Tổng số bộ tụ vận hành bộ 41 49 52 6 Tổng dung lƣợng vận hành kVAR 17.880 20.400 21.900


2.5.1.5 Sửa chữa, cải tạo lƣới điện

Trong giai đoạn 2012-2014, Công ty Điện lực Trà Vinh đã thực hiện sửa

46

chữa, cải tạo 95,7 km đƣờng dây trung áp; 3,3km đƣờng dây hạ áp với tổng số vốn

là 24.299 triệu đồng.

Bảng 2-25 Danh mục lƣới điện sửa chữa, cải tạo giai đoạn 2012-2014

Stt Hạng mục Trung áp (km)

Hạ áp (km)

Giá trị (Tr.đồng)

I Năm 2012 25,02 0,19 7.290

1 Sửa chữa nhánh trung áp Mỹ Cẩm-Thạnh Phú từ trụ GA8/242-GA8/T242/P121/6a (thay dây 3xAC95+1xAC50 bằng 3xAC240+1xAC120)

10,68 3.512

2 Sửa chữa nhánh Long Thới từ trụ EA6/295-EA6/T295/89 và nhánh Cầu Quan (thay dây 3xAC70+1xAC50 bằng 3xAC185+1xAC120)

9,15 2.633

3 Sửa chữa lƣới trung áp khu vực huyện Trà Cú năm 2012 0,37 115

4 Sửa chữa lƣới hạ áp và TBA khu vực huyện Cầu Ngang năm 2012 0,19 155

5 Sửa chữa lƣới trung áp khu vực thành phố Trà Vinh năm 2012 0,73 310

6 Sửa chữa ƣới trung hạ áp khu vực huyện Duyên Hải năm 2012 4,09 565

II Năm 2013 37,75 0,30 8.164

1 Sửa chữa tuyến 476-TV từ trụ EA6/295- CA6/425a (thay dây 3xAC95+1xAC50 bằng 3xAC240+1xAC120)

13,41 3.394

2 Sửa chữa tuyến 474-TV từ H.A.2.4/1a - H.A.4/108 (thay dây 3xAC120+1xAC95 bằng 3xAC240+1xAC120)

8,96 2.696

3 Sửa chữa lƣới trung khu vực huyện Cầu Ngang năm 2013 4,93 693

4 Sửa chữa lƣới trung áp khu vực huyện Càng Long năm 2013 0,61 631

5 Sửa chữa lƣới trung hạ áp và TBA kv huyện Duyên Hải năm 2013 9,85 0,30 750

III Năm 2014 32,93 2,77 8.845

1 Sửa chữa lƣới trung áp khu vực huyện Duyên Hải (thay dây 3xAC120+1xAC95 bằng 3xAC185+1xAC120)

8,23 2.660

2 Sửa chữa tuyến 474_TV từ trụ DA4/108-DA4/288 (thay dây 3xAC120+1xAC95 bằng 3xAC240+1xAC120)

14,79 2.755

47

Stt Hạng mục Trung áp (km)

Hạ áp (km)

Giá trị (Tr.đồng)

3 Sửa chữa nhánh Mỹ Long Nam tuyến 472-TV và nhánh Ấp Năm E tuyến 473-DH (thay dây 3xAC70+1xAC50 bằng 3xACKP120+1xAC70)

9,67 1.895

4 Sửa chữa lƣới trung hạ áp khu vực huyện Cầu Kè năm 2014 0,52 440

5 Sửa chữa lƣới trung hạ áp khu vực huyện Càng Long năm 2014 355

6 Sửa chữa lƣới trung hạ áp và TBA khu vực Tp Trà Vinh năm 2014 0,24 2,25 740

Cộng 03 năm 2012-2014 95,70 3,26 24.299


2.5.2 Các biện pháp phi kỹ thuật

2.5.2.1 Theo dõi vận hành phân hệ tổn thất trên chƣơng trình CMIS

- Phân hệ quản lý tổn thất chƣơng trình CMIS hỗ trợ các điện lực trong việc

xác định khu vực tổn thất cao (tổn thất trung áp từng xuất tuyến, tổn thất hạ áp của

từng trạm công cộng, toàn đơn vị) từ đó lập kế hoạch kiểm tra xử lý các nguyên

nhân nhằm chống tổn thất điện năng hiệu quả.

- Các Điện lực thực hiện khai thác, theo dõi hiệu suất trạm công cộng, theo

dõi tổn thất điện năng toàn đơn vị và tổn thất xuất tuyến trung áp trên phân hệ quản

lý tổn thất của chƣơng trình CMIS.

- Đến năm 2014, Công ty Điện lực Trà Vinh đã khai thác 1.901 trạm công

công, trong giai đoạn 2012-2014 thì năm 2014 có số lƣợng trạm công cộng có tỷ lệ

tổn thất bất thƣờng tăng cao (93 trạm có tỷ lệ tổn thất < 0% và 264 trạm có tỷ lệ tổn

thất > 10%), nguyên nhân do dự án Cấp điện cho các hộ dân chƣa có điện, chủ yếu

là đồng bào Khmer tỉnh Trà Vinh, giai đoạn 2 đƣa vào vận hành vào các tháng cuối

năm 2014 trên 10.000 khách hàng, trong đó có một số trạm sang tải tách lƣới, các

điện lực chƣa kịp khai thác sản lƣợng tiêu thụ khách hàng và chƣa cập nhật biến

động khách hàng từ các trạm tách lƣới nên đã dẫn đến tình trạng số lƣợng trạm công

cộng có tổn thất bất thƣờng tăng vọt.

48

2.5.2.2 Công tác thay công tơ định kỳ, kiểm tra định kỳ hệ thống đo đếm và

phúc tra chỉ số khách hàng

- Công tác thay định kỳ hệ thống đo đếm là một trong các biện pháp trọng

tâm giảm tổn thất điện năng trong khâu kinh doanh. Công tác thay công tơ định kỳ

không chỉ mang lại hiệu quả trong việc giảm tổn thất điện năng đối với các công tơ

vận hành lâu năm có sai số bất lợi mà trong công tác còn phát hiện nhiều trƣờng

hợp công tơ bị vi phạm sử dụng điện. Việc thực hiện sớm công tác thay công tơ

định kỳ sẽ mang lại hiệu quả cao trong việc giảm tổn thất điện năng khâu kinh

doanh trong các tháng cuối năm. Vì vậy, Công ty Điện lực Trà Vinh đã chỉ đạo các

đơn vị tập trung thực hiện, bám sát chỉ tiêu để hoàn thành dứt điểm trƣớc quý 3

hàng năm.

- Song song công tác thay định kỳ hệ thống đo đếm, công tác kiểm tra định

kỳ hệ thống đo đếm cũng là biện pháp quan trọng nhằm phát hiện xử lý kịp thời các

trƣờng hợp sự cố hệ thống đo đếm, vi phạm sử dụng điện của khách hàng, truy thu

sản lƣợng điện thƣơng phẩm nhằm giảm tổn thất điện năng trong kinh doanh. Nhìn

chung, các Điện lực triển khai thực hiện kiểm tra định kỳ hệ thống đo đếm theo kế

hoạch từng tháng và đúng quy định của quy trình kinh doanh điện năng nhằm phát

hiện, khắc phục kịp thời các trƣờng hợp khiếm khuyết hệ thống đo đếm, công tơ

không quay, vi phạm sử dụng điện của khách hàng, ...

- Hàng tháng qua kết quả thống kê danh sách khách hàng có điện năng tiêu

thụ bất thƣờng các Điện lực tổ chức phúc tra trƣớc khi in hóa đơn để xác định

nguyên nhân. Kết quả phúc tra đã phát hiện nhiều trƣờng hợp công tơ không quay,

không lên số, ghi sai chỉ số công tơ, ... kịp thời điều chỉnh và tính truy thu theo quy

định góp phần làm giảm tổn thất điện năng.

- Trong giai đoạn 2012-2014 Công ty Điện lực Trà Vinh đã thay định kỳ

61.187 công tơ, kiểm tra 76.995 công tơ, kiểm tra sử dụng điện 72.439 khách hàng,

phúc tra chỉ số 100.122 khách hàng. Qua đó phát hiện 2.470 công tơ bị bất thƣờng

qua đó truy thu đƣợc 4.743.714kWh; 39 vụ vi phạm sử dụng điện, truy thu

49

35.859kWh, ứng với số tiền 88.872.881 đồng.

Bảng 2-26 Kết quả thực hiện các biện pháp giảm tổn thất điện năng

khâu kinh doanh giai đoạn 2012-2014

Stt Biện pháp thực hiện Đơn vị Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

I KHAI THÁC HIỆU SUẤT TRẠM CÔNG CỘNG

1 Số trạm có tỷ lệ TTĐN: n < 0% trạm 42 20 93 2 Số trạm có: 0% < n <7% trạm 1.484 1.754 1.544 3 Số trạm có: 7% < n <10% trạm 201 78 194 3 Số trạm có: 10% < n trạm 5 9 70 II THAY CÔNG TƠ ĐỊNH KỲ 1 Kế hoạch cái 17.483 19.712 21.162 2 Thực hiện cái 18.262 21.256 21.669 3 Kết quả % 104,46 107,83 102,40

III KIỂM TRA ĐỊNH KỲ HỆ THỐNG ĐO ĐẾM

1 Kế hoạch cái 27.138 28.226 24.902 2 Thực hiện cái 27.265 25.219 24.511 3 Kết quả % 100,47 89,35 98,43

IV KIỂM TRA KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN

1 Kế hoạch k/h 21.156 23.233 26.148 2 Thực hiện k/h 23.608 20.337 28.494 3 Kết quả % 111,59 87,53 108,97 V PHÚC TRA CHỈ SỐ 1 Kế hoạch k/h 21.288 26.173 29.107 2 Thực hiện k/h 29.238 28.665 42.219 3 Kết quả % 137,34 109,52 145,05

VI PHÁT HIỆN VI PHẠM SDĐ 1 Số lƣợng khách hàng vi phạm vụ 16 19 4 2 Điện năng truy thu kWh 22.718 7.926 5.215 3 Số tiền truy thu đồng 54.788.923 20.304.053 13.779.905


50

Bảng 2-27 Số lƣợng công tơ hƣ hỏng giai đoạn 2012-2014

Năm Hình thức hƣ hỏng

Tổng cộng Số kWh truy thu Mất Cháy Hỏng

2012 0 67 603 670 2.955.309 2013 3 113 733 849 708.800 2014 1 217 733 951 1.079.605


2.5.3 Các biện pháp về quản lý

Thành lập Ban chỉ đạo và Tổ giúp việc giảm tổn thất điện năng Công ty Điện

lực Trà Vinh và các Điện lực trực thuộc.

Hàng năm, Công ty Điện lực Trà Vinh đều tổ chức lập Chƣơng trình công

tác giảm tổn thất điện năng để triển khai cho các đơn vị áp dụng thực hiện, căn cứ

vào chƣơng trình, kế hoạch của Công ty đơn vị cũng đã lập chƣơng trình để thực

hiện tại đơn vị mình. Định kỳ hàng tháng, tổ chức đánh giá kết quả thực hiện và đề

ra kế hoạch thực hiện cho tháng kế tiếp.

Hàng năm, trên cơ sở chỉ tiêu kế hoạch của EVN SPC giao, căn cứ kết quả

tính toán tổn thất khâu kỹ thuật bằng chƣơng trình PSS-ADEPT và số lƣợng khách

hàng của từng điện lực, Công ty Điện lực Trà Vinh tính toán giao chỉ tiêu kế hoạch

để các điện lực làm cơ sở phấn đấu thực hiện.

Định kỳ hàng quý, Công ty tổ chức kiểm tra công tác thực hiện giảm tổn thất

điện năng tại tất cả các đơn vị trực thuộc. Qua kiểm tra có biểu dƣơng, khen thƣởng

các điện lực thực hiện tốt công tác, đồng thời nhắc nhỡ, phê bình các điện lực thực

hiện chƣa tốt công tác này.

Hàng năm, EVN SPC đều ban hành Tiêu chuẩn chấm điểm thi đua giữa các

Công ty Điện lực. Điểm chấm tối đa 100 điểm (đạt điểm chấm t 95 điểm: xếp loại

xuất sắc; đạt điểm chấm t 90 điểm đến < 95 điểm: xếp loại giỏi; đạt điểm chấm t

80 điểm đến < 90 điểm: xếp loại hoàn thành nhiệm vụ; đạt điểm chấm < 80 điểm:

xếp loại không hoàn thành nhiệm vụ), trong đó điểm chấm cho chỉ tiêu tổn thất điện

51

năng là 11/100 điểm. Trên cơ sơ đó, Công ty Điện lực Trà Vinh ban hành bảng

điểm chấm điểm thi đua giữa các điện lực và phòng, ban Công ty. Ngoài ra, Ban

Giám đốc Công ty phối hợp với Công đoàn cơ sở phát động phong trào thi đua hoàn

thành tốt chỉ tiêu giảm tổn thất điện năng với nhiều quyền lợi thiết thực khi các đơn

vị hoàn thành chỉ tiêu.

Triển khai các chƣơng trình theo dõi, biện pháp quản lý, kiểm tra khách hàng

sử dụng điện để mang lại hiệu quả cao trong công tác chống tổn thất điện năng khâu

kinh doanh (chƣơng trình phần mềm kiểm tra giám sát mua bán điện, tổ chức lắp

đặt thiết bị phát hiện khách hàng vi phạm sử dụng điện bằng nam châm, kiểm tra đo

dòng so lệch dây nhánh rẽ khách hàng).

Theo dõi tình hình sử dụng điện của khách hàng lớn qua hệ thống đo ghi từ

xa. Thông báo nhắc nhỡ các điện lực tổ chức kiểm tra các trƣờng hợp nghi vấn theo

số liệu bất thƣờng trên chƣơng trình.

2.5.4 Những hạn chế trong công tác giảm tổn thất tại Công ty Điện lực Trà

Vinh

Tỷ lệ tổn thất điện năng của Công ty Điện lực Trà Vinh giai đoạn năm 2012-

2014 tăng cao với giá trị trung bình giai đoạn 2009-2011 là 0,57%, do những

nguyên nhân, hạn chế nhƣ sau:

2.6.4.1 Bất lợi về số lƣợng, kết cấu và bố trí lƣới trạm 110kV

Đến tháng 4/2013, khu vực tỉnh Trà Vinh chƣa có lƣới điện 220kV vận hành,

địa bàn toàn tỉnh chỉ đƣợc cấp điện duy nhất qua đƣờng dây 110kV Vĩnh Long -

Vũng Liêm - Trà Vinh dài 64km độc đạo, xây dựng năm 1986, sử dụng dây dẫn

Amelec181 và đƣờng dây 110kV Trà Vinh - Duyên Hải dài 27,9km sử dụng dây

ASCR185/29. Đây là một trong những điểm nút cuối nguồn 110kV có điện áp thấp

trên hệ thống điện miền Nam, có những thời điểm điện áp 110kV chỉ dao động mức

d 100kV tại các thanh cái 110kV; điện áp thanh cái 22kV dao động ở mức 20-21kV

gây tổn thất điện năng cao trên lƣới điện.

52

Hình 2-11 Sơ đồ lƣới 110kV khu vực tỉnh Trà Vinh đến tháng 04/2013

Đến tháng 10/2014, toàn tỉnh Trà Vinh đƣợc cấp điện từ 02 trạm 110/22kV

Trà Vinh, công suất 2x40MVA và trạm 110/22kV Duyên Trà, công suất 2x25MVA,

vị trí đặt trạm Trà Vinh tại thị trấn Châu Thành, trạm Duyên Trà tại xã Ngũ Lạc,

đây là ranh giới giữa các huyện, do đó các phụ tải lớn tập trung của khu vực thành

phố, thị trấn (trừ thị trấn Châu Thành) đều xa nguồn. Trong đó, tuyến 476 trạm Trà

Vinh có chiều dài trục chính 52,24km cung cấp điện cho huyện Châu Thành, Tiểu

Cần, Cầu Kè. Tuyến 478 trạm Trà Vinh có chiều dài trục chính 30km cung cấp điện

cho TP Trà Vinh, Châu Thành, Càng Long. Khi mất nguồn trạm Duyên Trà thì bán

kính cấp điện cho khu vực Duyên Hải, Trà Cú từ 50-60km cũng làm ảnh hƣởng

nhiều đến kết quả thực hiện tổn thất điện năng của Công ty Điện lực Trà Vinh.

Các MBA trạm 110/22kV Trà Vinh và Duyên Trà đang vận hành đầy tải trên

80% cũng ảnh hƣởng đến kết quả tổn thất điện năng do phải sang tải giữa các MBA

nên hệ thống lƣới điện trung áp chƣa chủ động vận hành tối ƣu để giảm tổn thất

điện năng.

53

Hình 2-12 Sơ đồ bố trí trạm 110kV khu vực tỉnh Trà Vinh đến tháng 10/2014

2.5.4.2 Ảnh hƣởng của các dự án cấp điện nông thôn

Tiêu chí chủ yếu của dự án là cấp điện phục vụ cho nhu cầu sinh hoạt của

khu vực nông thôn, do đó các dự án đều sử dụng TBA có công suất nhỏ 01 pha

15kVA, 25kVA, 37,5kVA và 50kVA, dây dẫn có tiết diện nhỏ (lƣới hạ áp sử dụng

dây dẫn AV35, AV50), bán kính cung cấp điện lớn (800-1.200m); lƣới trung áp chủ

yếu là lƣới 01 pha 12,7kV sử dụng dây dẫn AC35, AC50 nên khi nhu cầu sinh hoạt

và nhất là sản xuất phát triển thì lƣới điện bị quá tải, chất lƣợng điện áp không đảm

bảo, tổn thất điện năng tăng cao.

Ngoài ra, phần lớn do đặc thù phục vụ cho nhu cầu sinh hoạt nên các MBA

thƣờng đầy tải vào cao điểm tối và non tải và các thời gian còn lại trong ngày gây

tổn thất không tải cao trên MBA và công tơ.

2.5.4.3 Quá tải đột biến lƣới trạm khu vực nuôi tôm, trồng màu

CẦU KÈ

SÓC TRĂNG

BẾN TRE

VĨNH LONG CÀNG

LONG

TIỂU CẦN

DUYÊN HẢI

TRÀ CÚ

CẦU NGANG

TPTV

CHÂU THÀNH

TRẠM 110/22kV

DUYÊN HẢI

TRẠM 110/22kV

TRÀ VINH

54

Giai đoạn năm 2011-2013 phong trào nuôi tôm sú, cá lóc phát triển mạnh ở

các khu vực huyện Cầu Ngang, Duyên Hải, Châu Thành, Trà Cú. Ngoài các khu

vực đã đƣợc UBND tỉnh Trà Vinh quy hoạch để phát triển nuôi trồng thủy sản nhƣ

khu nuôi tôm Long Toàn huyện Duyên Hải, dự án thủy lợi phục vụ nuôi trồng thủy

sản cho vùng chuyển đổi sản xuất 350ha xã Hiệp Mỹ Đông và 450ha xã Mỹ Long

Nam, huyện Cầu Ngang, ... sử dụng từ các TBA chuyên dùng 3 pha, lƣới hạ áp 3

pha do Sở Nông nghiệp và Phát triển Nông thôn đầu tƣ thì phần lớn các khu vực

còn lại các hộ dân tổ chức nuôi trồng thủy sản với hình thức nhỏ lẽ, tự phát sử dụng

điện từ nguồn điện phục vụ ánh sáng sinh hoạt, do đó đã dẫn đến tình trạng lƣới

điện bị quá tải, chất lƣợng điện áp không đảm bảo.

Những tháng đầu năm 2014 các khu vực trên đã chuyển đổi mô hình nuôi

tôm sú sang nuôi tôm thẻ chân trắng, do mật độ và yêu cầu hàm lƣợng ôxi trong

nƣớc của mô hình nuôi thẻ chân trắng cao hơn tôm sú nên công suất sử dụng điện

phục cho việc quạt nƣớc tăng cao (lớn hơn 2 lần) dẫn đến tình trạng quá tải đột biến

lƣới điện xảy ra càng trầm trọng thêm bao gồm các khu vực bà con nuôi trồng nhỏ

lẽ không tập trung và cả khu vực quy hoạch nuôi trồng thủy sản vừa thực hiện xong.

Cụ thể, khu vực dự án thủy lợi phục vụ nuôi trồng thủy sản cho vùng chuyển đổi

sản xuất 350ha xã Hiệp Mỹ Đông và 450ha xã Mỹ Long Nam, đây là khu vực đã

quy hoạch nuôi trồng thủy sản và có tính toán hạng mục cấp điện, tuy nhiên sau 01

năm đƣa vào vận hành thì hệ thống điện trên đã bị quá tải, chất lƣợng điện áp không

đảm bảo, các TBA và lƣới hạ áp thƣờng xuyên quá tải trên 200% gây ra sự cố đứt

dây và bật CB trạm thƣờng xuyên. Để đáp ứng nhu cầu sử điện phục vụ sản xuất

của các hộ dân nhẳm ổn định đời sống, kinh tế, chính trị của nhân dân thuộc các khu

vực trên, Công ty Điện lực Trà Vinh đã vận hành lƣới ở ngƣỡng chịu tải tối đa của

MBA, dây dẫn của lƣới hạ áp, đây là chế độ có tổn thất điện năng kỹ thuật rất lớn.

Đối với khu vực trồng màu với đặc điểm phụ tải không ổn định do đặc thù

sản xuất tƣới tiêu hoa màu, phụ tải tăng cao khi vào vụ gây quá tải lƣới trạm, sau

khi xong vụ thì chủ yếu chỉ còn thắp sáng gây non tải hàng loạt các MBA sau khi đã

nâng công suất cũng làm gia tăng tổn thất chung của toàn Công ty.

55

2.5.4.4 Tồn tại trong công tác QLVH

Công tác kiểm tra lƣới trạm, tổng hợp xử lý các khiếm khuyết tại một số đơn

vị thực hiện không đúng định kỳ; thiếu khối lƣợng; thực hiện xử lý các tồn tại có

nguy cơ gây sự cố cao còn rất chậm; công tác phát quang có thực hiện nhƣng khối

lƣợng chƣa cao, chƣa đạt kế hoạch đề ra; công tác cân pha sang tải, kiểm tra điện áp

cuối nguồn còn chậm dẫn đến hiệu quả mang lại chƣa cao trong việc góp phần vào

các biện pháp giảm tổn thất điện năng chung của Công ty.

Còn một số đơn vị chỉ tập trung giải quyết những TBA bị quá tải do phụ tải

tăng đột biến nhằm tránh sự cố MBA, chƣa quan tâm nhiều đến công tác giảm công

suất các TBA non tải (nhằm giảm tổn thất không tải) nên hiệu quả của công tác này

chƣa cao, một phần do đa số các trạm phân phối non tải ở vùng sâu, vùng xa nên chi

phí thực hiện quá cao.

Các MBA, thiết bị điện đƣa vào vận hành đã lâu, sử dụng công nghệ cũ nên

tổn thất điện năng do bản thân thiết bị lớn.

Tỷ trọng lƣới điện 01 pha chiếm 55,8% khối lƣợng lƣới điện nên tình trạng

lệch pha còn lớn, gây khó khăn cho công tác cân pha sang tải, đồng thời làm tăng

tổn thất kỹ thuật trên lƣới điện.

2.5.4.4 Tồn tại trong công tác kinh doanh

Tỷ lệ công tơ chết cháy, hỏng trong quá trình vận hành chiếm tỷ lệ cao so với

mức bình quân của EVN SPC (0,69%/0,60%). Qua thống kê số lƣợng công tơ cháy,

hỏng trong năm 2013 và 2014 tăng mạnh so với năm 2012 nguyên nhân do một số

khu vực ven biển thuộc huyện Cầu Ngang, Duyên Hải, Trà Cú hộ dân phát triển

nuôi tôm công nghiệp tự phát, các hộ dân câu kéo điện sinh hoạt gia đình có công

suất nhỏ để sử dụng điện cho mục đích nuôi tôm công nghiệp với công suất lớn gây

quá tải cháy cuộn dòng điện công tơ; Ngoài một phần nguyên nhân từ nhà sản xuất,

còn có nguyên nhân quan trọng khác là công tác quản lý công tơ nhƣ vận chuyển

công tơ không đúng hƣớng dẫn (không hộp bảo vệ, không có biện pháp chống dằn,

56

xóc công tơ) gây hƣ hỏng cơ học, lắp đặt công tơ không phù hợp với công suất sử

dụng điện, không kịp thời thay thế công tơ khi khách hàng tăng thiết bị sử dụng

điện gây cháy, hỏng công tơ; Một số công tơ điện tử sai số vƣợt quá quy định cho

phép do các công tơ điện tử 3 pha ELSTER thuộc năm sản xuất 2011, 2012, 2013;

Công tơ cảm ứng EMIC năm sản xuất năm 2012, 2013 hiện bộ số hƣ hỏng nhiều do

chất lƣợng nhựa qua thời gian sử dụng các bánh răng bị giòn và gãy, chất lƣợng

cuộn áp kém; Ngoài ra, một số nguyên nhân khác nhƣ hƣ màn hình, hết pin, không

phát xung, lỗi phần cứng, …

Hệ thống thùng, hộp bảo vệ công tơ treo trụ lắp đặt không chắc chắn, hƣ

hỏng chƣa đƣợc khắc phục kịp thời.

Một số CT trong quá trình vận hành xảy ra hiện tƣợng suy giảm tỷ số biến

(dòng nhị thứ vào công tơ thấp hơn so với thực tế) chủ yếu là loại EMIC 5-10A và

EMIC 10-20A.

Công tác khai thác hiệu suất trạm công cộng chƣa đạt kết quả mong muốn,

còn tồn tại nhiều nguyên nhân gây tổn thất bất thƣờng trạm công cộng nhƣ: ghi chỉ

số chƣa đúng, khách hàng sai mã trạm, hệ thống CT, công tơ hết hạn kiểm định.

Công tác kiểm tra phát hiện khách hàng hàng vi phạm sử dụng điện còn hạn

chế.

2.5.4.4 Tồn tại trong công tác điều hành quản lý

Chƣơng trình giảm tổn thất điện năng tại một số đơn vị vẫn còn hình thức,

chƣa có kế hoạch triển khai cụ thể; Chƣa có kế hoạch và lộ trình cụ thể để đƣa các

khu vực có tổn thất điện năng cao về mặt bằng chung của đơn vị.

Đội ngũ thực hiện công tác giảm tổn thất điện năng tại các điện lực còn thiếu

kinh nghiệm nên chƣa nhận định đƣợc trọng tâm tổn thất điện năng cũng nhƣ các

giải pháp còn dàn trãi chƣa tập trung. Công tác phúc tra lãnh đạo đơn vị chƣa thực

sự quan tâm đúng mức.

Công tác báo cáo sơ kết tình hình thực hiện giảm tổn thất điện năng hàng

57

tháng tại một số đơn vị chƣa phân tích, đánh giá chính xác cụ thể tình hình tổn thất

điện năng, chƣa đƣa ra đƣợc giải pháp hữu hiệu trong công tác để góp phần làm

giảm tổn thất và vẫn còn nhiều đơn vị báo cáo trễ không đúng thời gian quy định

gây khó khăn cho công tác tổng hợp, đánh giá để lập kế hoạch cho tháng kế tiếp.

2.6 Kết luận

Qua kết quả phân tích hiện trạng tổn thất điện năng tại Công ty Điện lực Trà

Vinh, nội dung giải pháp đề xuất cần tập trung xử lý 02 nhóm nguyên nhân gây ra

tổn thất điện năng chính nhƣ sau:

Nhóm 1, có 03 nguyên nhân gây tổn thất cao liên quan đến khâu kỹ thuật là:

nguyên nhân bất lợi về số lƣợng, kết cấu và bố trí lƣới trạm 110kV, nguyên nhân

này làm gia tăng tổn thất lƣới trung áp chiếm 36,7% giá trị tổn thất phần kỹ thuật,

tập trung tại các khu vực có bán kính cấp điện lƣới trung áp lớn nhƣ: Cầu Ngang,

Duyên Hải, Trà Cú, Tiểu Cần và Cầu Kè; ảnh hƣởng của các dự án cấp điện nông

thôn và quá tải đột biến lƣới trạm khu vực nuôi tôm, trồng màu do các phụ tải nuôi

tôm, trồng màu tăng đột biến trong giai đoạn 2012-2014, tập trung ở các khu vực:

Châu Thành, Cầu Ngang, Duyên Hải và Trà Cú, 02 nguyên nhân này làm gia tăng

tổn thất trong MBA (chiếm 28,5%), lƣới hạ áp (chiếm 27,7%). Đây là các nguyên

nhân cần có giải pháp xử lý dài hạn và nguồn vốn đầu tƣ lớn.

Nhóm 2, các nguyên nhân gây tổn thất do tồn tại trong công tác QLVH, công

tác kinh doanh và công tác điều hành quản lý thì cần phải có giải pháp xử lý thƣờng

xuyên. Đây là các giải pháp tập trung ƣu tiên thực hiện trƣớc với chi phí vừa phải.

58

CHƢƠNG 3: ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC TRÀ VINH

3.1 Mục tiêu và lộ trình thực hiện công tác giảm tổn thất điện năng

3.1.1 Mục tiêu

Năm 2015: Công ty Điện lực Trà Vinh đạt tỷ lệ tổn thất điện năng dƣới

5,90% và phấn đấu đạt dƣới 5,70%.

Năm 2020: Công ty Điện lực Trà Vinh đạt tỷ lệ tổn thất điện năng dƣới

4,53% và phấn đấu đạt dƣới 3,97%.

3.1.2 Lộ trình giảm tổn thất điện năng giai đoạn 2015-2020

Bảng 3-1 Lộ trình giảm tổn thất điện năng theo phƣơng án cơ sở

Stt Đơn vị 2015 2016 2017 2018 2019 2020 1 Điện lực Cầu Ngang 6,60 6,10 5,90 5,45 5,15 4,90 2 Điện lực Duyên Hải 6,78 6,28 6,08 5,63 5,33 5,08 3 Điện lực Trà Cú 5,15 4,75 4,60 4,35 4,20 4,05 4 Điện lực Tiểu Cần 3,30 3,03 2,82 2,70 2,60 2,56 5 Điện lực Cầu Kè 2,35 2,19 2,17 2,11 2,06 1,91 6 Điện lực Thành phố 3,60 3,33 3,12 3,00 2,90 2,86 7 Điện lực Càng Long 3,42 3,15 2,94 2,82 2,72 2,68 8 Điện lực Châu Thành 2,80 2,64 2,62 2,56 2,40 2,10

Công ty Điện lực Trà Vinh 5,90 5,46 5,24 4,98 4,76 4,53 Bảng 3-2 Lộ trình giảm tổn thất điện năng theo phƣơng án phấn đấu

Stt Đơn vị 2015 2016 2017 2018 2019 2020 1 Điện lực Cầu Ngang 6,35 5,95 5,70 5,13 4,68 4,30 2 Điện lực Duyên Hải 6,53 6,13 5,88 5,31 4,86 4,48 3 Điện lực Trà Cú 4,95 4,67 4,45 3,95 3,85 3,54 4 Điện lực Tiểu Cần 3,18 2,97 2,78 2,48 2,28 2,08 5 Điện lực Cầu Kè 2,31 2,15 2,07 2,01 1,96 1,86 6 Điện lực Thành phố 3,48 3,27 3,08 2,78 2,58 2,38 7 Điện lực Càng Long 3,30 3,09 2,90 2,60 2,40 2,20 8 Điện lực Châu Thành 2,76 2,56 2,52 2,46 2,16 2,00 Công ty Điện lực Trà Vinh 5,70 5,34 5,01 4,66 4,30 3,97

59

3.2 Các giải pháp kỹ thuật

3.2.1 Từng bước hoàn chỉnh sơ đồ lưới điện theo tiêu chuẩn N-1

Tiêu chuẩn N-1 có nghĩa là hệ thống điện phải có khả năng đáp ứng tất cả

các yêu cầu sử dụng của nhà máy phát điện và phụ tải trong trƣờng hợp có sự cố

mất một phần tử bất kỳ kết nối hệ thống, có thể là một đƣờng dây mạch đơn, một

MBA, một tổ máy phát, ...

3.2.1.1 Đối với lƣới điện 220kV

Về đƣờng dây 220kV hiện nay đã đáp ứng tiêu chuẩn N-1, trạm 220kV Trà

Vinh 2 đã nhận điện từ 02 nguồn đến: đƣờng dây 220kV 02 mạch Vĩnh Long - Trà

Vinh và đƣờng dây 220kV 02 mạch Duyên Hải - Trà Vinh.

Về MBA 220/110kV trạm Trà Vinh 2: hiện nay trạm Trà Vinh 2 chỉ có 01 MBA-AT1-125MVA, vào cao điểm những ngày nắng nóng trong tháng 05/2015 phụ tải toàn tỉnh Trà Vinh đạt 119MVA tƣơng đƣơng 95,2% tải định mức MBA-AT1. Khi có sự cố hoặc công tác tại MBA này thì khu vực Trà Vinh nhận điện chủ yếu từ trạm 220/110kV Vĩnh Long 2 sẽ gây quá tải trạm và các đƣờng dây 110kV liên quan, không đảm bảo tiêu chuẩn N-1, trong giai đoạn 2015-2016 cần thực nâng công suất trạm Trà Vinh 2 từ 1 x 125MVA lên 2 x 125MVA.

Hoàn chỉnh công tác trên đảm bảo lƣới điện 220kV đạt tiêu chuẩn N-1, hạn chế thay đổi chế độ vận hành lƣới 110kV từ tối ƣu về tổn thất điện năng sang chế độ bất lợi về tổn thất điện năng, cụ thể: trạm 110/22kV Cầu Kè bình thƣờng nhận điện từ MBA-AT1-125MVA trạm 220/110kV Trà Vinh 2 qua đƣờng dây 110kV Cầu Kè -Trà Vinh 2 dài 24,9km, khi MBA-AT1 quá tải phải chuyển sang nhận điện từ trạm 220/110kV Vĩnh Long 2 qua đƣờng dây 110kV Vĩnh Long 2 - Hòa Phú - Bình Minh - Cầu Kè dài trên 60km làm tăng tổn thất chung cho lƣới 110kV.


3.2.1.2.1 Công tác quy hoạch

Theo Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Trà Vinh giai đoạn 2011-2015 có xét đến năm 2020 đã đƣợc Bộ Công thƣơng phê duyệt theo quyết định số 2318/QĐ-BCT ngày 11/5/2011, mạch vòng lƣới điện 110kV Trà Vinh nhƣ sau:

- Vòng 1: Vĩnh Long 2 o Vĩnh Long o Vũng Liêm o Long Đức o Trà

60

Vinh o Trà Vinh 2 o Vĩnh Long 2.

- Vòng 2: Vĩnh Long 2 o Hòa Phú o Bình Minh o Cầu Kè o Trà Vinh 2 o Vĩnh Long 2.

- Vòng 3: Trà Vinh 2 o Cầu Kè o Trà Cú o Định An o Duyên Trà o Ba Động o Cầu Ngang o Trà Vinh 2.

Hình 3-1 Sơ đồ bố trí trạm 110kV khu vực tỉnh Trà Vinh, giai đoạn 2015-2020

3.2.1.2.2 Tình hình thực hiện

Đƣờng dây 110kV Bình Minh - Cầu Kè và trạm 110/22kV Cầu Kè đã đóng điện vận hành vào ngày 10/10/2014; Đƣờng dây 110kV trạm 220kV Trà Vinh - Cầu Kè đã đóng điện vận hành vào ngày 10/7/2015; Thông số chi tiết theo phụ lục 3.

Đƣờng dây 110kV đấu nối trạm Long Đức và trạm 110/22kV Long Đức, dự kiến đóng điện vận hành vào tháng 12/2015; Nâng công suất trạm 110kV Trà Vinh từ 2 x 40MVA lên 2 x 63MVA, tháng 06/2016; Đƣờng dây 110kV đấu nối trạm Cầu Ngang và trạm 110/22kV Cầu Ngang, dự kiến đóng điện vận hành vào tháng 6/2016; Nâng công suất trạm 110kV Duyên Trà từ 2 x 25MVA lên 2 x 40MVA,

CẦU KÈ

SÓC TRĂNG

BẾN TRE

VĨNH LONG CÀNG

LONG

TIỂU CẦN

DUYÊN HẢI

TRÀ CÚ

CẦU NGANG

TPTV

CHÂU THÀNH

TRẠM 110kV TRÀ VINH

TRẠM 110kV LONG ĐỨC

TRẠM 220kV

TRÀ VINH TRẠM 110kV

CẦU KÈ

TRẠM 110kV CẦU NGANG

TRẠM 110kV BA ĐỘNG

TRẠM 110kV DUYÊN TRÀ

TRẠM 110kV ĐỊNH AN

TRẠM 110kV TRÀ CÚ

61

tháng 12/2016; Đƣờng dây 110kV Cầu Kè - Trà Cú - Duyên Hải, dự kiến đóng điện vận hành vào tháng 06/2017; Trạm 110/22kV Trà Cú, dự kiến đóng điện vận hành vào tháng 06/2017; Đƣờng dây 110kV đấu nối trạm Ba Động và trạm 110/22kV Ba Động, dự kiến đóng điện vận hành vào tháng 06/2018; Đƣờng dây 110kV đấu nối trạm 110/22kV Định An và trạm 110/22kV Định An, dự kiến đóng điện vận hành vào tháng 06/2018; Thông số chi tiết theo phụ lục 4.

Nhƣ vậy, đến cuối năm 2015 vòng 1 và vòng 2 cơ bản đã hoàn chỉnh; đến năm 2017 khép kín vòng 3 (Trà Vinh 2 o Cầu Kè o Trà Cú o Duyên Trà o Cầu Ngang o Trà Vinh 2) và đến năm 2018 thì hoàn chỉnh tiêu chí N-1 đối với lƣới 110kV với tổng vốn đầu tƣ trên 736 tỷ đồng.

3.2.1.2.3 Hiệu quả thực hiện

Đảm bảo việc cấp điện cho các phụ tải, phục vụ phát triển kinh tế xã hội của địa phƣơng đến năm 2020.

Nâng cao độ tin cậy trong QLVH, chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lƣới điện phân phối - SAIDI (System Average Interruption Duration Index) dự kiến giảm trên 35% so với năm 2014 (480/1.352 phút) do việc bảo trì, sửa chữa lƣới 110kV định kỳ hàng năm sẽ không còn ảnh hƣởng đến khách hàng sử dụng điện.

Công tác đƣa vào vận hành trạm 110/22kV Cầu Kè ngày 10/10/2014 đã giảm bán kính cấp điện tuyến 476 Trà Vinh (cấp điện cho huyện Cầu Kè và một phần huyện Tiểu Cần) dài 52,24km có dòng tải trên 302A xuống còn 23,52km ứng với dòng tải 110A, làm giảm tổn thất trung bình 3.036.000kWh/năm tƣơng ứng tỉ lệ tổn thất giảm khoảng 0,45%.

Đối với các trạm 110kV Long Đức, Cầu Ngang, Trà Cú, Ba Động và Định An sau khi đƣa vào vận hành rút ngắn bán kính cấp cấp điện cho các phụ tải tập trung của thành phố Trà Vinh, huyện Cầu Ngang, Trà Cú, Duyên Hải dự kiến giảm tổn thất điện năng chung của toàn Công ty Điện lực Trà Vinh từ 0,65% ÷ 0,70%.


Toàn bộ các khu vực trung tâm thành phố Trà Vinh và thị trấn các huyện đã có mạch vòng cấp điện 22kV, đảm bảo tiêu chuẩn N-1. Năm 2018 sẽ triển khai dự án "Cải tạo, nâng cấp và phát triển lƣới điện khu vực trung tâm thành phố, thị xã, thị trấn năm 2018" vay vốn Ngân hàng tái thiết Đức, tổng vốn đầu tƣ dự kiến trên 186 tỷ đồng.

Sau khi hoàn tất dự án sẽ đảm bảo việc cấp điện cho các khu vực trung tâm thành phố, thị xã, thị trấn; Nâng cao độ tin cậy trong QLVH, chỉ số về thời gian mất

62

điện trung bình của lƣới điện phân phối - SAIDI dự kiến giảm trên 25% so với năm 2014 (350/1.352 phút); Giảm tổn thất điện năng chung của toàn Công ty Điện lực Trà Vinh từ 0,15% ÷ 0,20%.

3.2.2 Các biện pháp QLVH lưới trạm

3.2.2.1 Thực hiện đúng và có hiệu quả Quy định công tác Quản lý kỹ thuật,

vận hành tại Công ty Điện lực Trà Vinh tại quyết định số 510/QĐ-PCTV ngày

01/04/2014

Đối với các Điện lực phải: Phân công trách nhiệm cụ thể cho cán bộ phụ

trách theo dõi và thực hiện (Đội QLVHĐD&TBA và phòng Kế hoạch Kỹ thuật);

Hàng tháng có lập kế hoạch kiểm tra (có lịch kiểm tra, khối lƣợng cần kiểm tra và

tiến độ); Lập bảng tổng hợp theo dõi hàng tuần công tác kiểm tra lƣới trạm (ngày,

đêm), thiết bị, kế hoạch, tiến độ, gửi về Công ty theo quy định; Bố trí thực hiện

kiểm tra đạt từ 80% ÷ 100% kế hoạch. Riêng đoạn đầu tuyến phải kiểm tra 100%;

Sau kiểm tra phải kịp thời tổng hợp tồn tại, phân loại và đề ra kế hoạch, biện pháp

khắc phục từng loại khiếm khuyết; Hàng tháng tổng hợp các tồn tại, lên kế hoạch xử

lý từng loại khiếm khuyết; phân rõ các tồn tại có nguy cơ gây sự cố cao, tổng hợp

riêng để xử lý, cập nhật vào bảng tổng hợp các tồn tại đã xử lý xong để tiện việc

theo dõi và kiểm tra; Liên quan các TBA bán buôn Điện nông thôn, cần có kiến

nghị Điện nông thôn cân pha, theo dõi phụ tải tránh quá tải cục bộ gây sự cố MBA;

Lãnh đạo Điện lực, trƣởng phó phòng, đội, cán bộ kỹ thuật phụ trách lƣới trạm lập

kế hoạch và thực hiện phúc tra tình hình thực hiện công tác quản lý kỹ thuật, vận

hành lƣới trạm, chất lƣợng kiểm tra của công nhân quản lý khu vực đúng quy định

(tránh mang tính hình thức, đối phó; nên kiểm tra các khu vực khác nhau).

Đối với phòng Kế hoạch Kỹ thuật Công ty: Giao Tổ trƣởng giúp việc Ban

chỉ đạo giảm tổn thất điện năng (thuộc phòng Kế hoạch Kỹ thuật) lập kế hoạch định

kỳ hàng tháng thực hiện kiểm tra, phúc tra ít nhất 01 lần/01 điện lực; Thực hiện

nghiêm túc chế độ thƣởng phạt thực hiện theo Quy định khen thƣởng và xử lý trách

nhiệm trong công tác quản lý kỹ thuật, vận hành của Công ty Điện lực Trà Vinh.

63

3.2.2.2 Tiếp tục triển khai Chƣơng trình củng cố lƣới điện phân phối

2013÷2016 đúng tiêu chí và tiến độ đề ra

Đối với các Điện lực cần thực hiện: Phân công cụ thể nhiệm vụ cán bộ phụ

trách thực hiện; Lập bảng theo dõi có khối lƣợng chi tiết và tiến độ thực hiện; Hàng

quý vào ngày 25 tháng cuối quý có tổng hợp kết quả thực hiện báo cáo về Công ty

(phòng Kế hoạch Kỹ thuật) để tổng hợp báo cáo Tổng Công ty.

Đối với phòng Kế hoạch Kỹ thuật Công ty: Phân công cán bộ kỹ thuật theo

dõi, tổng hợp, đề xuất xử lý các khó khăn, tồn tại của đơn vị.

3.2.2.3 Tổ chức thí nghiệm định kỳ lƣới trạm

Các Điện lực phân công cán bộ kỹ thuật theo dõi, hàng tháng tổng hợp khối

lƣợng thực hiện báo cáo theo báo cáo tổn thất điện năng về Công ty (Phòng Kế

hoạch Kỹ thuật) để tổng hợp, theo dõi.

Phân xƣởng cơ điện (bộ phận trực tiếp thực hiện): Hàng tháng tổng hợp báo

cáo, đề xuất xử lý các tồn tại phát hiện trong quá trình thí nghiệm gửi Công ty

(phòng Kế hoạch Kỹ thuật) để tổng hợp, theo dõi chung.

Phòng Kế hoạch Kỹ thuật Công ty: Phân công cán bộ kỹ thuật theo dõi, phối

hợp cùng Phân xƣởng cơ điện đề xuất, xử lý các tồn tại phát hiện sau mỗi đợt thí

nghiệm.

3.2.2.4 Tổ chức đo nhiệt độ mối nối và cosφ đƣờng dây trung áp

Đối với các Điện lực cần thực hiện: Phân công ngƣời phụ trách theo dõi; Lập

kế hoạch có khối lƣợng, thời gian thực hiện, tiến độ hoàn tất; Sau khi hoàn tất công

tác, tổng hợp, phân loại các vị trí cần xử lý lên kế hoạch thực hiện.


dõi tổng hợp số liệu báo cáo của các Điện lực, theo dõi tình hình xử lý các vị trí có

mối nối không đạt yêu cầu; các đƣờng dây có hệ số cosM thấp.

3.2.2.5 Duy trì điện áp vận hành tại thanh cái 22kV các trạm 110kV/22kV ổn

64

định ở mức 22,8kV ÷ 23,1kV và hạ áp tại các TBA phân phối là 230V/400V

Đối với Phòng Điều độ Công ty: Hàng ngày, trực ca điều độ thực hiện kiểm

tra điện áp tại thanh cái 22kV các trạm 110kV/22kV, thực hiện chỉ huy vận hành

duy trì điện áp tại các thanh cái 22kV từ 22,8kV đến 23,1kV; Theo dõi chỉ huy vận

hành các bộ điều áp trung áp tại khu vực Duyên Hải, Tiểu Cần hợp lý: hiện các thiết

bị trên đang cô lập, khi điện áp thấp điều hành đƣa vào vận hành trở lại.

Đối với Kế hoạch Kỹ thuật Công ty: Phân công cán bộ kỹ thuật hàng ngày

theo dõi điện áp từng phát tuyến 22kV (qua số liệu cập nhật từ các chƣơng trình

giám sát) kịp thời thông báo đề xuất giải pháp vận hành khi điện áp thanh cái 22kV

ra ngoài ngƣỡng 22,8kV ÷ 23,1kV.

Đối với các Điện lực: Phân công cán bộ kỹ thuật theo dõi cụ thể; Dựa vào số

liệu kết quả đo tải trung - hạ áp, phân loại các TBA có điện áp cao hoặc thấp hơn

quy định, phúc tra thực hiện ngay giải pháp khắc phục; Lãnh đạo đơn vị thƣờng

xuyên phúc tra, theo dõi tình hình thực hiện, phúc tra kịp thời các trƣờng hợp bất

thƣờng, không phù hợp. Trƣờng hợp điện áp cuối đƣờng dây trung áp, hạ áp trong

điều kiện bình thƣờng thấp hơn Uđm - 5%, đơn vị tìm hiểu nguyên nhân và tổ chức

thực hiện ngay các giải pháp khắc phục.

Áp dụng chƣơng trình PSS/ADEPT để lập biểu đồ sụt áp cho từng khu vực

quản lý để thuận lợi trong công tác tính toán, điều chỉnh điện áp.

3.2.2.6 Cân pha đƣờng dây hạ áp, TBA và đƣờng dây trung áp

Qua số liệu đo tải đƣờng dây hạ áp, TBA phân phối, đƣờng dây trung áp

(thông qua công tơ điện tử hoặc đo trực tiếp) xác định chênh lệch dòng, áp giữa các

pha, từ đó có kế hoạch chuyển đổi pha cho các nhánh rẽ 01 pha, MBA 01 pha để

cân bằng pha trên đƣờng dây mỗi khi dòng điện pha lớn nhất và nhỏ nhất lệch nhau

quá 15% (đối với các dòng điện pha đầu phát tuyến phải đảm bảo độ lệch dòng điện

nhỏ hơn 10%). Công tác cân pha phải đƣợc thực hiện hàng tháng; thực hiện trƣớc

đối với các đƣờng dây và TBA có phụ tải lớn. Lƣu ý: Đối với đƣờng dây hạ áp, tùy

65

vào đặc thù phụ tải của trạm, các đơn vị QLVH tiến hành cân pha theo phụ tải cao

điểm thực tế (không nhất thiết phải là cao điểm 19 ÷ 21 giờ).

Đối với các Điện lực: Phân công cán bộ kỹ thuật theo dõi công tác cân pha;

Lập danh sách các TBA, đƣờng dây trung áp bị lệch pha quá quy định; Lập kế

hoạch thực hiện cân pha: khối lƣợng cụ thể, thời gian thực hiện, tiến độ hoàn thành

công tác; Lập sổ theo dõi riêng các TBA đã cân pha, cần ghi rõ các thông số trƣớc

và sau khi cân pha đầy đủ để tiện việc theo dõi và kiểm tra.

3.2.2.7 Tiếp tục xử lý mối nối không đảm bảo yêu cầu kỹ thuật

Xử lý tiếp xúc và bọc hóa các mối nối hạ áp; mối nối trung áp sử dụng kẹp

nhôm 2-3 boulon, splitbolt, kẹp quai không đảm bảo yêu cầu kỹ thuật đang còn tồn

tại thay bằng ống nối ép (mối nối chịu sức căng), kẹp ép WR, kẹp quay ngoại nhập,

ống nối không có lõi thép (mối nối lèo). Thay các đầu coss xiết cáp dùng bulông

bằng các đầu coss ép. Thực hiện trƣớc cho các vị trí có phụ tải lớn, vị trí mối nối

phía hạ áp tại TBA.

Đối với các các Điện lực: Phân công cán bộ kỹ thuật theo dõi; Dựa vào bảng

tổng hợp các tồn tại qua các đợt kiểm tra định kỳ lƣới trạm, thống kê các trƣờng

hợp mối nối không đảm bảo yêu cầu, lập kế hoạch đề xuất xử lý, cần ghi rõ thời

gian, tiến độ thực hiện.

3.2.2.8 Tính toán chọn sơ đồ kết dây tối ƣu trong vận hành


tối ƣu trong vận hành trong cùng trạm 110kV và giữa các trạm 110kV sau khi đƣa

vào vận hành, cụ thể: trạm Cầu Kè (tháng 10/2014), trạm Long Đức (tháng

12/2015), trạm Cầu Ngang (tháng 06/2016), trạm Trà Cú (tháng 06/2017); trạm Ba

Động (tháng 06/2018) và trạm Định An (tháng 06/2018).

3.2.2.9 Giảm sự cố mất điện, nâng cao độ tin cậy cấp điện

Mục tiêu: Chỉ số độ tin cậy cung cấp điện SAIDI đến năm 2020 đạt dƣới 400

phút; Suất sự cố năm sau giảm ít nhất 10% so với năm trƣớc liền kề; Các sự cố do

66

động vật, sự cố do sét, sự cố do phóng điện thiết bị và sự cố do vi phạm hành lang

an toàn lƣới điện hàng năm giảm ít nhất 30% so với số vụ thực hiện năm trƣớc (có

xét quy đổi về cùng chiều dài đƣờng dây); Hạn chế thấp nhất sự cố không xác định

nguyên nhân; Bọc hóa các tuyến đƣờng dây trục chính, nhánh rẽ 3 pha đến năm

2020; Hạn chế tối đa tình trạng sự cố lặp lại trên cùng tuyến đƣờng dây hoặc trên

cùng một thiết bị; Không để các sự cố từ phát tuyến 22kV gây ra sự cố cho TBA

110kV.

Lập Chƣơng trình công tác ngăn chặn/giảm sự cố lƣới điện và củng cố

HLATLĐCA lƣới điện trung hạ áp, giai đoạn 2016-2020. Trong đó, tập trung thực

hiện đồng bộ nhiều giải pháp giải pháp ngăn chặn/giảm sự cố mang tính cụ thể cho

từng loại nguyên nhân sự cố: Do vi phạm hành lang an toàn lƣới điện cao áp; Do

động vật (chim, rắn, chuột, ...); Do rò điện, phóng điện; Do sét đánh; Do tiếp xúc

xấu; Do lỗi kỹ thuật trong quá trình thi công; Các sự cố chƣa tìm ra nguyên nhân.

3.2.2.10 Hiệu quả của giải pháp

Đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, nâng cao độ tin cậy cấp điện.

Hạn chế tổn thất điện năng gia tăng trong QLVH do: sự cố, phóng điện, rò

điện, mối nối nóng đỏ, lƣới điện 3 pha không cân bằng.

Công tác giữ điện áp vận hành cao hơn điện áp định mức 5%, giá trị tổn thất

điện năng trên đƣờng dây trung hạ áp, qua công thức 'A = tRI2 = tR

M sẽ giảm

9,29% so với giá trị tổn thất điện năng ở chế độ bình thƣờng.

3.2.3 Điều phối công suất TBA, kiểm tra độ mang tải của đường dây trung

hạ áp và TBA

3.2.3.1 Giải quyết triệt để tình trạng MBA non tải đảm bảo phụ tải cao điểm

phải đạt 60% - 70% công suất định mức MBA

Đối với các Điện lực cần thực hiện: Phân công cụ thể nhiệm vụ cán bộ kỹ

thuật phụ trách (Đội QLVHĐD&TBA, phòng Kế hoạch Kỹ thuật); Thực hiện đo tải

67

cao điểm ngày và đêm định kỳ hàng quý theo quy định (có kế hoạch và khối lƣợng

cụ thể); Thực hiện ghi nhận đầy đủ các thông số khi đo (ngày, tháng, thời gian đo,

U, I, cosφ, …); thực hiện đo điện áp cuối nguồn đƣờng dây hạ áp các trạm công

cộng; Kết hợp khai thác thông số trên công tơ điện tử, chƣơng trình đo ghi từ xa để

giảm khối lƣợng thực hiện, tuy nhiên những trạm này hàng quý phải kiểm tra lại

hiện trƣờng ít nhất 01 lần để đánh giá tình trạng bên ngoài; Tổng hợp sau kiểm tra,

phân loại các trƣờng hợp cụ thể: non tải, quá tải, lệch pha, điện áp tại trạm cao/thấp,

điện áp cuối nguồn thấp, ...; Đề xuất các giải pháp thực hiện: nâng giảm công suất,

tách lƣới, cấy trạm, đối với TBA khách hàng có sản lƣợng quá thấp so với công suất

MBA, chuyển phụ tải khách hàng sang lƣới công cộng hiện hữu, nghiên cứu các

giải pháp cấp điện sinh hoạt cho khách hàng tạm ngƣng sản xuất tránh tình trạng

công tơ không quay; Lập sổ theo dõi tình hình thực hiện: có khối lƣợng, thời gian

thực hiện, tiến độ hoàn tất; Lãnh đạo đơn vị thƣờng xuyên kiểm tra, theo dõi tình

hình thực hiện, phúc tra kịp thời các trƣờng hợp bất thƣờng, không phù hợp.

Đối với Công ty Điện lực Trà Vinh: Tổ giúp việc giảm tổn thất điện năng và

Tổ giúp việc ngăn chặn/giảm sự cố của Công ty phối hợp kiểm tra tình hình thực

hiện cùng với kiểm tra lƣới trạm; Tổng hợp, theo dõi số liệu báo cáo hàng tháng,

quý của đơn vị; Lập kế hoạch kiểm tra tình hình thực hiện công tác này của đơn vị

(cùng với đợt kiểm tra, chấm điểm hàng quý).

3.2.3.2 Dựa vào kết quả kiểm tra, thí nghiệm định kỳ và hiện trạng vận hành

các MBA, các đơn vị đề xuất thay, bảo dƣỡng các MBA vận hành lâu năm, có

hiện tƣợng bất thƣờng

Đối với Điện lực: Phân công cán bộ kỹ thuật theo dõi; Lập danh sách các

MBA vận hành có hiện tƣợng bất thƣờng theo dõi, đề xuất thay mới, bảo dƣỡng.

Đối với Công ty Điện lực Trà Vinh: Giao Phân xƣởng cơ điện thông báo kết

quả kiểm tra, thí nghiệm định kỳ mùa khô cho đơn vị về các MBA đang vận hành

có hiện tƣợng bất thƣờng để tổng hợp theo dõi, đề xuất, xử lý.

3.2.3.3 Theo dõi giảm công suất các TBA ghép đôi (tách bớt MBA ra khỏi

68

vận hành) vào thời điểm trái vụ đối với các TBA có phụ tăng nuôi tôm, trồng

màu theo mùa vụ.

Đối với Điện lực: Phân công cán bộ kỹ thuật theo dõi; Lập danh sách các

TBA ghép đôi vận hành song song (tình trạng đang cô lập bớt MBA hay vận hành

song song, dung lƣợng, … thời gian vào vụ, thời gian hết mùa vụ), kế hoạch điều

phối công suất trạm ; Kiểm tra theo dõi chi tiết phụ tải theo định kỳ để lập kế hoạch

đề xuất cô lập MBA hay ghép đôi cho phù hợp với phụ tải hiện tại; Lãnh đạo đơn vị

thƣờng xuyên kiểm tra, theo dõi tình hình thực hiện, phúc tra kịp thời các trƣờng

hợp bất thƣờng, không phù hợp.


dõi, tổng hợp kết quả thực hiện qua báo cáo hàng tháng của từng Điện lực để báo

cáo lãnh đạo Công ty.

3.2.3.4 Hiệu quả công tác

Đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, nâng cao độ tin cậy cấp điện.

Đối với công tác tách bớt MBA ra khỏi vận hành các TBA ghép đôi non tải

đang vận hành tại Công ty Điện lực Trà Vinh vào trái vụ (ứng mức tải 20%/MBA)

thì sẽ giảm đƣợc 1.140kWh/tháng. Tuy nhiên, mức tải ứng với mỗi MBA tăng từ

32% trở lên thì công tác này sẽ không hiệu quả.

3.2.4 Công tác bù công suất phản kháng

3.2.4.1 Thƣờng xuyên kiểm tra tình trạng hoạt động của các bộ tụ bù trung áp

(cố định/ứng động), hạ áp

Đối với các Điện lực: Phân công cán bộ kỹ thuật phụ trách, theo dõi cụ thể

(phòng Kế hoạch Kỹ thuật/Đội QLVHĐD & TBA); Lập danh sách theo dõi các bộ

tụ bù trung áp cố định/ứng động (vị trí lắp đặt, thuộc tuyến, dung lƣợng, thời gian

đóng cắt của từng bộ tụ, đang cô lập hay vận hành, tình trạng vận hành, tồn tại, …),

danh sách tụ hạ áp từng trạm công cộng (thuộc trạm, dung lƣợng, số trụ, vị trí lắp,

đang cô lập hay vận hành hay hƣ hỏng, ...); Thực hiện kiểm tra đúng các nội dung

69

của QĐ 510/QĐ-PCTV: cập nhật vào danh sách, kết quả kiểm tra tụ bù, sau các đợt

kiểm tra có đề xuất chế độ vận hành hợp lý, lƣu ý: trƣớc và sau khi điều chỉnh chế

độ vận hành các bộ tụ phải tiến hành kiểm tra thông số U, I, cosφ để đánh giá kết

quả thực hiện; Lãnh đạo đơn vị thƣờng xuyên kiểm tra, phúc tra theo dõi tình hình

thực hiện, kịp thời chỉ đạo xử lý các trƣờng hợp bất thƣờng, không phù hợp.

Đối với Công ty: Phân công cán bộ kỹ thuật hàng ngày theo dõi công suất

phản kháng, hệ số công suất đầu các phát tuyến, kịp thời thông báo, trao đổi với ca

trực Điều độ và Điện lực liên quan lƣu ý xử lý; Định kỳ hàng quý, hoặc đột xuất

kiểm tra tình hình thực hiện công tác này của đơn vị.

3.2.4.2 Thƣờng xuyên theo dõi hệ số công suất lƣới điện, đảm bảo tất cả các

tuyến trung áp và TBA công suất lớn hơn 100kVA phải đạt cosM = 0,95 y 1,0

vào giờ thấp điểm và cosM > 0,90 vào giờ cao điểm, không để xảy ra tình

trạng quá bù (cosM < 0 và có | M| < 0,9)

Đối với các TBA chuyên dùng có công suất cực đại từ 40kW trở lên đang

vận hành trên lƣới có cosφ < 0,9 Điện lực vận động khách hàng lắp đặt tụ bù và

định kỳ hàng tháng kiểm tra tình hình vận hành của các bộ tụ (nếu trạm đã lắp đặt)

để đảm bảo các trạm chuyên dùng có cosφ > 0,9.

Qua công tác đo cosφ tại các TBA, có phân tích lắp đặt thêm tụ bù (nếu cosφ

thấp), tập trung các trạm 03 pha, 01 pha có công suất lớn phục vụ phụ tải nuôi trồng

thủy sản.

Đối với các Điện lực: Phân công cán bộ kỹ thuật phụ trách, theo dõi cụ thể

(phòng Kế hoạch Kỹ thuật, Đội QLVHĐD&TBA); Lập danh sách các TBA có công

suất lớn hơn 100kVA, trạm 03 pha, 01 pha có công suất lớn phục vụ phụ tải nuôi

trồng thủy sản, đo và ghi nhận tụ bù hạ áp của từng trạm (dung lƣợng, số tụ, tình

trạng vận hành, …); Lập danh sách các khách hàng sản xuất, chuyên dùng, liên hệ

cập nhật các khách hàng có lắp tụ bù hạ áp hay chƣa (số tụ, dung lƣợng, ...), ghi

nhận vào danh sách để theo dõi; Qua kết quả đo tải, truy xuất từ công tơ điện tử từ

70

chƣơng trình đo ghi từ xa các TBA công cộng, các khách hàng trạm chuyên dùng,

cập nhật thông số cosM từng trạm vào danh sách, phân loại; Lập kế hoạch các giải

pháp nhằm đảm bảo hệ số công suất đúng quy định (ghi nhận các thông số vận hành

trƣớc và sau khi thực hiện các giải pháp), cần nêu rõ khối lƣợng, thời gian và tiến

độ thực hiện.

3.2.4.3 Ngoài việc theo dõi thông số cosφ đầu tuyến 22kV, cần truy xuất

(công tơ điện tử, chƣơng trình đo ghi từ xa) hoặc đo cosφ tại các điểm đo đếm

ranh giới, đầu các nhánh lớn (cung cấp cho khu vực 01 xã trở lên), để có đánh

giá và đề xuất phƣơng án vận hành tụ bù trung áp phù hợp.

Đối với các Điện lực: Phân công cán bộ kỹ thuật phụ trách (trực ban vận

hành, phòng Kế hoạch Kỹ thuật, đội QLVHĐD&TBA) hàng ngày nhân viên phụ

trách cần thực hiện kiểm tra thông số cosφ đầu từng phát tuyến do đơn vị mình đang

quản lý, ranh giới qua chƣơng trình đo ghi từ xa, phân tích đánh giá đề xuất vận

hành các bộ tụ bù trung áp của mình cho phù hợp: hoán chuyển, cô lập, lắp mới, ...

(có số liệu phân tích cụ thể).

Đối với Phòng Điều độ Công ty: Hàng ngày, ghi nhận hệ số công suất đầu

các phát tuyến và yêu cầu các Điện lực cung cấp thêm số liệu cosφ vị trí đo đếm

ranh giới, ra lệnh điều chỉnh điều khiển dung lƣợng bù trên lƣới của đơn vị cho phù

hợp.

Đối với phòng Kế hoạch Kỹ thuật Công ty: Phân công cán bộ kỹ thuật phụ

trách hàng ngày theo dõi hệ số công suất đầu các phát tuyến, kịp thời thông báo,

trao đổi ca trực phòng Điều độ, Điện lực liên quan lƣu ý xử lý, điều chỉnh các bộ tụ

cho phù hợp.

3.2.4.4 Kế hoạch lắp tụ bù trung hạ áp

Hàng năm, căn cứ vào dự báo phát triển phụ tải tính toán dung lƣợng bù cần

lắp đặt thêm để đảm bảo lƣới phân phối không nhận công suất phản kháng từ lƣới

truyền tải.

71

3.2.4.5 Hiệu quả công tác

Qua kết quả tính toán điển hình hiệu quả công tác lắp đặt tụ bù hạ áp trạm

biến áp Thị trấn A, huyện Cầu Kè tại phụ lục 5, ngoài hiệu quả liên quan công tác

QLVH nhƣ: nâng khả năng chuyển tải công suất của TBA, lƣới hạ áp do dòng điện

trung bình giảm, điện áp đƣợc nâng cao thì công tác lắp đặt tụ bù hạ áp có hiệu quả

kinh tế tài chính, cụ thể là giá trị tƣơng đƣơng ở năm hiện tại (NPV) của dự án là

4.714.368,26 > 0, dự án đạt hiệu quả.

3.2.5 Sửa chữa, cải tạo, nâng cấp lưới điện phân phối 22kV

Đầu tƣ xây dựng mới, cải tạo các tuyến đƣờng dây 22kV hiện hữu để khai thác hiệu quả các trạm 110/22kV chuẩn bị đƣa vào vận hành trong giai đoạn 2015-2018.

Đầu tƣ cải tạo, nâng cấp tiết diện dây dẫn và cải tạo các nhánh đƣờng dây từ một pha lên ba pha thuận tiện trong công tác cân pha, san tải.

Dự án Cấp điện phục vụ nuôi thủy sản khu vực huyện Duyên Hải năm 2015, để khắc phục nhanh tình trạng quá tải lƣới điện khu vực nuôi tôm huyện Duyên với khối lƣợng với khối lƣợng 11,829km đƣờng dây trung áp; 32 trạm/4.137,5kVA; cấp điện cho 608 hộ nuôi tôm; tổng mức đầu tƣ 12,8 tỷ đồng.

Dự án Cải tạo nâng cấp, xây dựng mới lƣới điện khu vực nuôi trồng thủy sản tỉnh Trà Vinh năm 2015-2016, để khắc phục tình trạng quá tải trầm trọng hệ thống phân phối điện tại các khu vực nuôi tôm, tăng cƣờng và phát triển cung cấp điện, đảm bảo chất lƣợng điện, giảm tổn thất điện năng và tăng độ tin cậy cho các hộ nuôi tôm khu vực tỉnh Trà Vinh với khối lƣợng với khối lƣợng 92,221km đƣờng dây trung áp; 201,216km đƣờng dây hạ áp; 250 trạm/28.552,5kVA; cấp điện cho 5.779 hộ nuôi tôm; tổng mức đầu tƣ 104,6 tỷ đồng.

Dự án Cải tạo, nâng cấp và phát triển lƣới điện khu vực trung tâm thành phố, thị xã, thị trấn tỉnh Trà Vinh năm 2016-2018, với khối lƣợng với khối lƣợng 130,4km đƣờng dây trung áp; 69km đƣờng dây hạ áp; 23.200kVA tổng dung lƣợng TBA; tổng mức đầu tƣ 128,6 tỷ đồng.

Dự án "Cải tạo, nâng cấp và phát triển lƣới điện khu vực trung tâm thành phố, thị xã, thị trấn năm 2018" vay vốn Ngân hàng tái thiết Đức, tổng vốn đầu tƣ 186 tỷ đổng.

Sau khi hoàn tất dự án sẽ đảm bảo việc cấp điện phục vụ phát triển kinh tế xã

72

hội của địa phƣơng đến năm 2020, đặc biệt là các khu vực trung tâm thành phố, thị xã, thị trấn, các khu vực nuôi trồng thủy sản; Nâng cao độ tin cậy trong QLVH; Giảm tổn thất điện năng chung của toàn Công ty Điện lực Trà Vinh từ 0,30% ÷ 0,40%.

3.2.6 Từng bước loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất

cao bằng các thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp, đặc biệt là MBA

3.2.6.1 Đối với thiết bị đóng cắt, bảo vệ

Từng bƣớc thay mới các thiết bị đóng cắt, bảo vệ nhƣ: CB, FCO, LBFCO, LA, ... có chất lƣợng không đảm bảo bằng loại của Nhà sản xuất có uy tín chất lƣợng đƣợc kiểm chứng qua thời gian vận hành. Kiên quyết ngăn chặn việc tiếp tục đƣa lên lƣới điện các vật tƣ thiết bị có chất lƣợng thấp, tần suất sự cố nhiều trong thống kê vận hành thực tế.

3.2.6.2 Đối với MBA

Hiện nay trên thị trƣờng Việt Nam, Công ty Cổ phần Thiết bị điện đã sản xuất MBA hiệu suất cao sử dụng thép vô định hình loại amorphous do hãng Hitachi Metals (Nhật Bản) chuyển giao công nghệ. MBA amorphous làm giảm tổn thất sắt từ đến 70% ÷ 80% so với MBA chế tạo bằng tôn cán lạnh đẳng hƣớng truyền thống.

Lƣới điện phân phối Công ty Điện lực Trà Vinh đến 31/12/2014 đã đƣa vào

vận hành 3.888 TBA, tƣơng ứng 4.804 MBA phân phối sử dụng lõi thép bằng tôn

truyền thống, nếu thay các MBA trên bằng MBA hiệu suất cao sử dụng lõi thép vô

định hình loại amorphous, theo kết quả tính toán tại phụ lục 6 thì sẽ giảm đƣợc tổn

thất không tải trong một năm là 3.102.293kWh. Tuy nhiên, phân tích hiệu quả kinh

tế tài chính thì giá trị tƣơng đƣơng ở năm hiện tại của dự án, NPV = - 97.328 < 0,

dự án không đạt hiệu quả.

Đối với dự án xây dựng mới sử dụng MBA loại amorphous thay cho MBA

sử dụng lõi thép bằng tôn truyền thống, theo kết quả tính toán tại phụ lục 6 thì hiệu

quả kinh tế tài chính ứng với từng loại công suất, NPV > 0, dự án đạt hiệu quả.

Tháng 07/2015, Công ty Điện lực Trà Vinh đã đƣa vào vận hành công trình

Cấp điện phục vụ nuôi thủy sản khu vực huyện Duyên Hải lắp đặt MBA hiệu suất

cao sử dụng lõi thép vô định hình loại amorphous.

73

Hình 3-2 Đóng điện vận hành MBA amorphous ngày 04/7/2015

3.3 Các giải pháp phi kỹ thuật

3.3.1 Tiếp tục khai thác vận hành tốt phân hệ tổn thất trên chương trình

CMIS

Phân hệ quản lý tổn thất chƣơng trình CMIS hỗ trợ các điện lực trong việc

xác định khu vực tổn thất cao (tổn thất trung áp từng xuất tuyến, tổn thất hạ áp của

từng trạm công cộng, toàn đơn vị), tiếp tục khai thác vận hành tốt để lập kế hoạch

kiểm tra xử lý các nguyên nhân nhằm chống tổn thất điện năng hiệu quả.

Các Điện lực thực hiện khai thác, theo dõi hiệu suất trạm công cộng, theo dõi

tổn thất điện năng toàn đơn vị và tổn thất xuất tuyến trung áp trên phân hệ quản lý

tổn thất của chƣơng trình CMIS. Đến cuối năm 2015, không còn trạm công cộng có

tỷ lệ tổn thất điện năng ≤ 0% và t 7,0%, đảm bảo kết quả tính toán khai thác hiệu

suất trạm công cộng chính xác để theo dõi đƣợc tỷ lệ tổn thất điện năng thực của

lƣới hạ áp.

74

3.3.2 Công tác quản lý hệ thống đo đếm

Tiếp tục củng cố và hoàn thiện hệ thống đo đếm điện năng, chấm dứt tình

trạng hệ thống đo đếm điện năng không thùng, hộp công tơ, đặc biệt chú trọng các

hệ thống đo đếm của các trạm chuyên dùng, các khách hàng sử dụng sản lƣợng điện

năng lớn phải đảm bảo đúng theo quy định về kỹ thuật hệ thống đo đếm điện năng.

Chấm dứt tình trạng không niêm chì bảo vệ hệ thống đo đếm.

Thực hiện công tác lắp đặt hệ thống đo đếm điện năng đúng theo Quy định

kỹ thuật hệ thống đo đếm điện năng trong EVN SPC.

Thực hiện nghiêm chỉnh Quy định quản lý kìm niêm chì, viên chì và dây xâu

chì niêm phong.

Tập trung thực hiện hiệu quả các biện pháp giảm tổn thất điện năng trong

kinh doanh với các nội dung cơ bản sau: Thực hiện công tác thay định kỳ thiết bị đo

đếm theo số lƣợng đến hạn kiểm định, đảm bảo không để phát sinh thiết bị đo đếm

quá hạn kiểm định; Tổ chức kiểm tra định kỳ hệ thống đo đếm, kiểm tra khách hàng

sử dụng điện, phúc tra chỉ số theo đúng quy định quy trình kinh doanh; Theo dõi

phụ tải khách hàng để lắp đặt, chuyển đổi hệ thống đo đếm có công suất phù hợp

nhằm giảm tỷ lệ cháy hỏng trong quá trình vận hành; Tổ chức thay thế công tơ hƣ,

cháy kịp thời theo thời gian quy định (không quá 03 ngày làm việc), đồng thời tính

toán truy thu điện năng do công tơ hƣ, cháy đúng quy định; Rà soát và chấn chỉnh

công tác theo dõi thiết bị đo đếm cháy, hỏng (VT, CT, công tơ), phân tích nguyên

nhân gây tình trạng cháy hỏng để có giải pháp giảm tình trạng hƣ hỏng thiết bị,

giảm số lƣợng công tơ cháy hỏng < 0,5% so với số lƣợng công tơ bán điện đang vận

hành.

3.3.3 Công tác giám sát, kiểm tra khách hàng sử dụng điện

Thực hiện kiểm tra xác định nguyên nhân 100% khách hàng có chỉ số từ 02

tháng liền kề không tiêu thụ điện năng.

Hàng tháng, thống kê danh sách khách hàng có sản lƣợng điện tiêu thụ bất

75

thƣờng, phân tích theo từng đối tƣợng để triển khai kiểm tra phát hiện kịp thời hƣ

hỏng hệ thống đo đếm, vi phạm sử dụng điện.

3.3.4 Công tác phòng tránh vi phạm pháp luật

Kiểm tra, giám sát việc chấp hành các quy định của pháp luật liên quan đến

hoạt động mua bán điện, quy trình kinh doanh điện năng tại các Điện lực trực thuộc

ngăn ngừa tình trạng trộm cắp điện, phát hiện và xử lý các hành vi vi phạm sử dụng

điện và phòng tránh vi phạm pháp luật trong lĩnh vực điện lực.

Tổ chức đầy đủ và hiệu quả công tác kiểm tra giám sát góp phần tạo sự

chuyển biến mạnh mẽ trong hiệu quả kinh doanh điện năng và chất lƣợng dịch vụ

cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện.

Tổ chức hoạt động giám sát chặt chẽ, khắc phục và phòng tránh vi phạm

pháp luật trong lĩnh vực Điện lực và đo lƣờng điện; chuyển đổi công tác quản lý đo

lƣờng điện theo Luật đo lƣờng.

Mở rộng hoạt động truyền thông tuyên truyền phòng chống vi phạm sử dụng

điện trên các phƣơng tiện thông tin đại chúng; Phối hợp với các cơ quan chức năng

tại địa phƣơng để nâng cao hiệu quả kiểm tra và xử lý vi phạm sử dụng điện.

3.3.5 Công tác tiết kiệm điện

Phối hợp Sở Công thƣơng tham mƣu UBND tỉnh Trà Vinh phê duyệt danh

sách khách hàng quan trọng, khách hàng ƣu tiên tiết giảm công suất, sản lƣợng điện

khi thiếu nguồn và chỉ đạo việc thực hiện tiết kiệm điện trên địa bàn tỉnh.

Phối hợp Sở Công thƣơng và các tổ chức đoàn thể triển khai thực hiện hƣởng

ứng chiến dịch Giờ Trái đất; tổ chức Hội thảo khối doanh nghiệp, dịch vụ sử dụng

điện về những giải pháp tiết kiệm năng lƣợng.

Tuyên truyền, vận động nhân dân, thực hiện triệt để việc tiết kiệm điện theo

Chỉ thị 171/CT-TTg ngày 26/01/2011 của Thủ tƣớng Chính phủ và văn bản số

1942/UBND-KTKT ngày 18/6/2014 của UBND tỉnh Trà Vinh.

76

Tăng cƣờng công tác phối hợp với các tổ chức đoàn thể thực hiện Quy chế

phối hợp trong công tác tuyên truyền vận động sử dụng điện an toàn, tiết kiệm, hiệu

quả; giám sát hoạt động sử dụng điện và cung cấp điện.

3.3.6 Hiệu quả của giải pháp

Đảm bảo thiết kế lắp đặt hệ thống đo đếm bao gồm công tơ, CT, VT và các

thiết bị giám sát, đo ghi từ xa đảm bảo cấp chính xác, đƣợc niêm phong kẹp chì và

có các giá trị định mức phù hợp với phụ tải; Việc kiểm định, thay thế định kỳ công

tơ kiểm tra, bảo dƣỡng hệ thống đo đếm, đúng thời hạn quy định.

Đảm bảo ghi chỉ số công tơ đúng lộ trình, chu kỳ theo quy định, đúng ngày

đã thỏa thuận với khách hàng, tạo điều kiện để khách hàng cùng giám sát, đảm bảo

chính xác kết quả ghi chỉ số công tơ và kết quả sản lƣợng tính toán tổn thất điện

năng.

Giảm thiểu các hành vi hành vi lấy cắp điện dƣới mọi hình thức; Giáo dục để

các nhân viên QLVH, các đơn vị quan tâm đến vấn đề giảm tổn thất điện năng và

ngƣời dân quan tâm đến vấn đề tiết kiệm điện năng.

3.4 Các giải pháp quản lý điều hành

Nghiêm chỉnh thực hiện các biện pháp quản lý lƣới điện tuân thủ theo các

quy trình QLVH và các hƣớng dẫn của EVN SPC và EVN về các biện pháp giảm

giảm tổn thất điện năng.

Ban hành Quy định Khen thƣởng và xử lý trách nhiệm trong công tác Quản

lý kỹ thuật, vận hành lƣới điện và giảm tổn thất điện năng trong Công ty Điện lực

Trà Vinh.

Tiếp tục phát huy vai trò chỉ đạo sâu sát của Ban chỉ đạo, vai trò tổng hợp,

phân tích và tham mƣu của Tổ giúp cho Ban chỉ đạo việc trong công tác giảm tổn

thất điện năng.

Thực hiện nghiêm túc chế độ tổng hợp, phân tích báo cáo định kỳ; chế độ

hội, họp kiểm điểm đánh giá công tác giảm tổn thất điện năng định kỳ.

77

Các phòng Kế hoạch Kỹ thuật, Kinh doanh, Kiểm tra Giám sát mua bán điện

theo chức năng có xây dựng lịch trình cụ thể bố trí kiểm tra, phúc tra công tác giảm

tổn thất điện năng tại các Điện lực hàng tháng. Khi kiểm tra ngoài hồ sơ và chƣơng

trình tin học quản lý, nhất thiết phải có kiểm tra hiện trƣờng chỉ rõ các yếu kém tồn

tại, kiến nghị khắc phục và báo cáo lãnh đạo Công ty xem xét trách nhiệm. Lịch

trình và kết quả sau kiểm tra có chuyển đến phòng Kế hoạch Kỹ thuật để theo dõi,

tổng hợp và báo cáo lãnh đạo Công ty.

Phát động phong trào thi đua thực hiện hoàn thành chỉ tiêu giảm tổn thất điện

năng.

Triển khai các chƣơng trình phục vụ công tác QLVH, kinh doanh điện năng,

phục vụ khách hàng tại Công ty Điện lực Trà Vinh và các Điện lực, cụ thể: Chƣơng

trình đọc thông số công tơ trạm 110kV; Chƣơng trình vận hành sơ đồ lƣói điện phân

phối trên máy tính; Cơ sở dữ liệu và phần mềm quản lý lƣới điện phân phối của

EVN SPC; Chƣơng trình đo ghi từ xa; Chƣơng trình dịch vụ khách hàng.

Tác dụng của giải pháp quản lý điều hành là đảm bảo các giải pháp kỹ thuật

và phi kỹ thuật đƣợc các đơn vị, cán bộ nhân viên của Công ty Điện lực Trà Vinh

thực hiện nghiêm chỉnh, đầy đủ; Giúp công tác theo dõi, điều hành thực hiện công

tác giảm tổn thất điện năng của lãnh đạo Công ty Điện lực Trà Vinh đƣợc thuận lợi,

thông suốt.

3.5 Kết luận

Với lộ trình giảm tỷ lệ tổn thất điện năng từ năm 2015-2020 là 5,90% ÷

4,53%, phấn đấu đạt dƣới 5,70% ÷ 3,97%; kết quả tính toán tỷ lệ tổn thất kỹ thuật

năm 2014 là 5,96% tƣơng ứng mức giảm trong giai đoạn 2015-2020 trên 1,43%; kết

hợp các tồn tại cần giải quyết trong giai đoạn 2012-2014. Công tác giảm tổn thất

điện năng giai đoạn 2015-2020 cần tập trung 04 giải pháp chính sau:

Hoàn chỉnh sơ đổ lƣới điện truyền tải và lƣới điện phân phối đáp ứng tiêu chuẩn N-1, trong giai đoạn đầu 2015-2018 tập trung hoàn thiện lƣới 220kV, 110kV, 22kV và lƣới điện 0,4kV đối với các phụ tải quan trọng loại 1, tiếp tục thực hiện

78

công tác đầu tƣ phát triển lƣới điện, nâng cấp, cải tạo và hiện đại hóa lƣới điện, tổng vốn đầu tƣ thực hiện các dự án liên quan trên 1.039 tỷ đồng. Sau khi hoàn tất sẽ đảm bảo cung cấp điện cho các phụ tải, phục vụ phát triển kinh tế xã hội của địa phƣơng đến năm 2020; tỷ lệ tổn thất điện năng giảm từ 1,10% ÷ 1,30%, trong đó: lƣới 110kV giảm từ 0,65% ÷ 0,70%, lƣới phân phối giảm 0,45% ÷ 0,60%; nâng cao độ tin cậy cấp điện, cụ thể chỉ số SAIDI giảm trên 61,4% so với năm 2014 từ 1.352 phút xuống còn 522 phút.

Chọn giải pháp vận hành tối ƣu lƣới trạm, MBA, các bộ tụ trung hạ áp; từng

bƣớc loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất cao bằng các thiết

bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp để hạn chế, giảm thiểu tổn thất điện năng khâu

kỹ thuật, giảm sự cố mất điện, nâng cao độ tin cậy cấp điện cho khách hàng. Hiệu

quả các giải pháp là vận hành lƣới điện ở chế độ tối ƣu về tổn thất điện năng; nâng

cao độ tin cậy cấp điện; hạn chế tổn thất điện năng gia tăng trong QLVH. Tuy

nhiên, cần lƣu ý công tác vận hành các TBA ghép đôi, nếu mức tải so với công suất

định mức của mỗi MBA từ 32% trở lên thì việc tách 01 MBA ra khỏi vận hành sẽ

không hiệu quả; công tác thay MBA loại thƣờng bằng MBA loại amorphous chỉ có

hiệu quả kinh tế đối với dự án xây dựng mới.

Triển khai áp dụng công nghệ tiên tiến trong công tác lắp đặt, vận hành, giám

sát và quản lý hệ thống đo đếm điện năng; thực hiện đúng, nghiêm quy trình kinh

doanh điện năng, nâng cao chất lƣợng dịch vụ khách hàng; mở rộng hoạt động

truyền thông, tuyên truyền phòng chống vi phạm sử dụng điện, sử dụng tiết kiệm

điện trên các phƣơng tiện thông tin đại chúng. Hiệu quả của công tác là đảm bảo

tính chính xác việc đo đếm điện năng giữa bên mua điện và bên bán điện.

Hoàn chỉnh các quy định, quy trình, chế độ khen thƣởng, xử phạt trong công

tác quản lý vận hành đảm bảo tính hiệu quả, nghiêm minh và thiết thực đối với các

đối tƣợng liên quan.

79

KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ

1 Kết luận chung

1.1 Những kết quả đã đạt đƣợc

Trên cơ sở kết quả khảo sát tổng quan về lƣới điện tỉnh Trà Vinh và mô hình tổ chức quản lý của ngành điện hiện nay ở Công ty Điện lực Trà Vinh đã tổng hợp, phân tích đánh giá những thuận lợi và khó khăn tồn tại cần giải quyết nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, giảm tổn thất điện năng là: đã thực hiện đƣợc mục tiêu đề ra đó là tiến hành thu thập phân tích đánh giá mức độ tổn thất của từng điện lực, các nguyên nhân dẫn đến tổn thất cao và đề xuất đƣợc giải pháp giảm tổn thất điện năng cho Công ty Điện lực Trà Vinh.

1.2 Những khó khăn, tồn tại cần giải quyết

Lƣới điện 110kV cấp điện trên địa bàn không có mạch vòng; trạm 110/22kV ít và bố trí xa trung trung tâm phụ tải.

Lƣới điện phân phối chủ yếu đƣợc xây dựng từ các chƣơng trình điện khí hóa nông thôn (lƣới trung áp chiếm 58,72%; hạ áp chiếm 96,4%) sử dụng TBA công suất nhỏ, bán kính cấp điện lớn (800-1.000m); lƣới điện chủ yếu là kết cấu 01 pha dây dẫn có tiết diện nhỏ, khi nhu cầu sinh hoạt và nhất là sản xuất phát triển thì lƣới điện bị quá tải, chất lƣợng điện áp không đảm bảo, tổn thất điện năng tăng cao. Ngoài ra, phần lớn do đặc thù phục vụ cho nhu cầu sinh hoạt nên các MBA thƣờng đầy tải vào cao điểm tối và non tải và các thời gian còn lại trong ngày gây tổn thất không tải cao trên MBA và công tơ.

Trang thiết bị phục vụ công tác QLVH, thu thập số liệu phục vụ công tác quản lý điều hành còn hạn chế, lạc hậu, nhất là thiết bị thu thập dữ liệu công tơ bán điện cho khách hàng.

Về nhân lực thực hiện tại một số Điện lực còn thiếu do lƣới điện trải rộng, phân bố trên địa bàn bị sông nƣớc, hồ tôm, vƣờn cây ngăn cách, gây khó khăn cho việc kiểm tra, bảo trì và sửa chữa. Bên cạnh đó, do trình độ và kiến thức hạn chế nên vẫn chƣa chủ động đƣợc nhiều trong việc phân tích, đánh giá, đề xuất xử lý các tồn tại, khiếm khuyết của hệ thống lƣới điện.

1.3 Một số giải pháp sau cần thực hiện cấp bách

Hoàn chỉnh kết cấu lƣới điện 110kV đảm bảo tiêu chí N-1.

80

Xây dựng, cải tạo các đƣờng dây trung áp 22kV đồng bộ với các trạm 110kV

để khai thác phụ tải; chống quá tải lƣới điện khu vực nuôi trồng thủy sản; cải tạo

nâng cấp tiết diện dây dẫn và cải tạo các nhánh đƣờng dây từ một pha lên ba pha

thuận tiện trong công tác cân pha, san tải; củng cố lƣới điện khu vực trung tâm

thành phố, thị xã, thị trấn; thay dần các MBA cũ có tổn thất cao bằng loại MBA

hiệu suất cao sử dụng thép vô định hình loại amorphous.

Thực hiện tốt công tác QLVH; tính toán vận hành lƣới điện, TBA, bù công suất phản kháng ở chế độ tối ƣu nhất.

Thƣờng xuyên tổ chức bồi huấn, tập huấn nâng cao trình độ cho cán bộ công

nhân viên, nâng cao ý thức trách nhiệm của từng các nhân. Thực hiện khen thƣởng

và xử lý trách nhiệm trong công tác quản lý kỹ thuật, vận hành lƣới điện và giảm

tổn thất điện năng đúng quy định.

Triển khai các chƣơng trình phục vụ công tác QLVH, kinh doanh điện năng,

phục vụ khách hàng; Trang bị phƣơng tiện, công dụng cụ đáp ứng nhu cầu làm việc

của từng lĩnh vực công tác.

1.4 Hạn chế của luận văn

Mặc dù đã hết sức cố gắng, nhƣng do trình độ và thời gian có hạn nên luận văn còn có những hạn chế là:

- Các giải pháp đƣợc đề xuất luận cứ trên cơ sở áp dụng lý thuyết vào tình hình quản lý cụ thể tại Công ty Điện lực Trà Vinh và kinh nghiệm trong công tác quản lý của tác giả còn hạn hẹp, mặc dù kết quả phân tích cho thấy có hiệu quả, nhƣng thời gian kiểm nghiệm còn ngắn, chƣa đủ để khẳng định sự phù hợp và hiệu quả lâu dài trên thực tế.

- Tuy đề tài còn một số hạn chế nhất định nhƣng em mong rằng với nội dung đƣợc đề cập trong đề tài sẽ đóng góp một phần đối với công tác giảm tổn thất của Công ty Điện lực Trà Vinh ngày càng hiệu quả hơn.

2 Kiến nghị

Để triển khai hiệu quả các giải pháp đã đề xuất, tác giả có 03 kiến nghị nhƣ

sau:

81

Thứ nhất: Sở Công thƣơng Trà Vinh đẩy nhanh tiến độ lập đề án Quy hoạch

phát triển điện lực tỉnh Trà Vinh giai đoạn 2016-2025 có xét đến năm 2035.

Thứ hai: EVN NPT sớm nâng công suất trạm 220kV Trà Vinh từ

1x125MVA lên 2x125MVA.

Thứ ba: EVN SPC xem xét bố trí nguồn vốn để triển khai sớm các dự án lƣới

điện 110kV và các dự án lƣới điện phân phối trên địa bàn tỉnh Trà Vinh; Lắp đặt hệ

thống đo ghi từ xa cho tất cả các khách hàng mua điện.

82

DANH MỤC CÁC TÀI LIỆU THAM KHẢO

1. Công ty Điện lực Việt Nam (1973), Tụ điện tĩnh.

2. VS.GS TSKH Trần Đình Long (2001), Hướng dẫn thiết kế lắp đặt điện

theo tiêu chuẩn quốc tế IEC, Nhà xuất bản Khoa học kỹ thuật, Hà Nội.

3. Bùi Ngọc Thƣ (2002), Mạng cung cấp & phân phối điện, Nhà xuất bản Khoa học kỹ thuật, Hà Nội.

4. Trần Đình Long (2013), Sách tra cứu về chất lượng điện năng, Nhà xuất bản Bách Khoa, Hà Nội.

5. Công ty Điện lực 2 (2007), Sử dụng phần mềm phân tích và tính toán

lưới điện PSS-ADEPT, Giáo trình tập huấn.

6. Turan Gonen, Electric power distribution system engineering, Nhà xuất bản McGraw-Hill - USA.

7. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (2009), Hướng dẫn các biện pháp cơ bản

về quản lý kỹ thuật - vận hành và quản lý kinh doanh để giảm tổn thất điện năng, Hà Nội.

8. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (2014), Quy định phương pháp xác định

tổn thất điện năng trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Hà Nội.

9. Tổng Công ty Điện lực miền Nam (2012), Đề án xây dựng lộ trình thực

hiện chỉ tiêu giảm tổn thất điện năng giai đoạn 2012-2016, Thành phố Hồ Chí Minh.

10. Tổng Công ty Điện lực miền Nam (2013), Đề án nghiên cứu khoa học

Xây dựng tiêu chí bù vô công trên lưới điện EVN SPC, Thành phố Hồ Chí Minh.

11. Công ty Điện lực Trà Vinh (2014), Các báo cáo tổng kết công tác giảm

83

tổn thất điện năng các năm 2012 - 2014, Trà Vinh.

12. Công ty Điện lực Trà Vinh (2014), Các báo cáo tổng kết tình hình thực

hiện kế hoạch sản xuất kinh doanh các năm 2012 - 2014, Trà Vinh.

13. Công ty Điện lực Trà Vinh (2014), Báo cáo số liệu QLKT quý 4-2015, Trà Vinh.

14. Công ty Điện lực Trà Vinh (2015), Đề án giảm tổn thất điện năng giai

đoạn 2016-2020, Trà Vinh.

84

PHỤ LỤC

1. Phụ lục 1

Thông số thí nghiệm P0, Pn của các MBA đang sử dụng trên lƣới điện phân

phối của Công ty Điện lực Trà Vinh.

Stt Hiệu máy S(kVA) U1(kV) U2(kV) Po(W) Pn(W) 1 THIBIDI 10 12,7 0,23 42 155 2 THIBIDI 15 12,7 0,23 52 213 6 THIBIDI 25 12,7 0,23 67 333 7 THIBIDI 37,5 12,7 0,23 92 420 8 THIBIDI 50 12,7 0,23 108 570 9 THIBIDI 75 12,7 0,23 148 933 10 THIBIDI 100 12,7 0,23 180 1.400 11 THIBIDI 50 22 0,4 190 1.190 12 THIBIDI 75 22 0,4 195 1.210 13 THIBIDI 100 22 0,4 205 1.258 14 THIBIDI 160 22 0,4 280 1.940 15 THIBIDI 180 22 0,4 315 2.185 16 THIBIDI 250 22 0,4 340 2.600 17 THIBIDI 320 22 0,4 390 3.330 18 THIBIDI 400 22 0,4 433 3.818 19 THIBIDI 560 22 0,4 580 4.810 20 THIBIDI 630 22 0,4 787 5.570 21 THIBIDI 750 22 0,4 855 6.725 22 THIBIDI 800 22 0,4 880 6.920 23 THIBIDI 1.000 22 0,4 980 8.550 24 THIBIDI 1.250 22 0,4 1.020 10.690 25 THIBIDI 1.600 22 0,4 1.305 13.680 26 THIBIDI 2.000 22 0,4 1.500 17.100 27 CƠĐIÊN 10 12,7 0,23 70 170 28 CƠĐIÊN 15 12,7 0,23 63 270 29 CƠĐIÊN 25 12,7 0,23 110 390 30 CƠĐIÊN 37,5 12,7 0,23 120 395 31 CƠĐIÊN 50 12,7 0,23 135 740 32 CƠĐIÊN 75 12,7 0,23 165 880 33 CƠĐIÊN 100 12,7 0,23 208 1.132 34 CƠĐIÊN 50 22 0,4 198 1.270 35 CƠĐIÊN 75 22 0,4 201 1.350

85

Stt Hiệu máy S(kVA) U1(kV) U2(kV) Po(W) Pn(W) 36 CƠĐIÊN 100 22 0,4 205 1.423 37 CƠĐIÊN 160 22 0,4 280 2.020 38 CƠĐIÊN 180 22 0,4 315 2.295 39 CƠĐIÊN 250 22 0,4 340 2.564 40 CƠĐIÊN 320 22 0,4 390 3.869 41 CƠĐIÊN 400 22 0,4 433 4.500 42 CƠĐIÊN 560 22 0,4 555 4.808 43 CƠĐIÊN 630 22 0,4 787 5.570 44 CƠĐIÊN 750 22 0,4 890 7.886 45 CƠĐIÊN 800 22 0,4 975 8.763 46 CƠĐIÊN 1.000 22 0,4 935 8.505 47 CƠĐIÊN 1.250 22 0,4 1.020 10.690 48 CƠĐIÊN 1.600 22 0,4 1.305 13.680 49 CƠĐIÊN 2.000 22 0,4 1.380 16.989 50 VINA-TAKAOKA 30 22 0,4 130 560 51 VINA-TAKAOKA 50 22 0,4 190 1.000 52 VINA-TAKAOKA 75 22 0,4 240 1.245 53 VINA-TAKAOKA 100 22 0,4 290 1.950 54 VINA-TAKAOKA 160 22 0,4 480 2.225 55 VINA-TAKAOKA 180 22 0,4 490 2.625 56 VINA-TAKAOKA 250 22 0,4 620 3.245 57 VINA-TAKAOKA 320 22 0,4 720 3.840 58 VINA-TAKAOKA 400 22 0,4 800 4.511 59 VINA-TAKAOKA 750 22 0,4 855 5.198 60 UNIDO 100 22 0,4 320 1.750 61 UNIDO 160 22 0,4 730 3.000 62 UNIDO 320 22 0,4 770 3.900 63 UNIDO 400 22 0,4 900 4.600 64 UNIDO 800 22 0,4 1.950 10.200 65 MAXWEL 40 22 0,4 193 270 66 ABB 31,5 22 0,4 130 700 67 ABB 50 22 0,4 200 1.250 68 ABB 63 22 0,4 240 1.400 69 ABB 100 22 0,4 320 2.050 70 ABB 160 22 0,4 500 2.950 71 ABB 180 22 0,4 530 3.150 72 ABB 200 22 0,4 530 3.450 73 ABB 250 22 0,4 640 4.100 74 ABB 315 22 0,4 720 4.850

86

Stt Hiệu máy S(kVA) U1(kV) U2(kV) Po(W) Pn(W) 75 ABB 400 22 0,4 840 5.750 76 ABB 500 22 0,4 1.000 7.000 77 ABB 630 22 0,4 1.200 8.200 78 ABB 800 22 0,4 1.400 10.500 79 ABB 1.000 22 0,4 1.750 13.000

(Nguồn: Phòng Kế hoạch Kỹ thuật)

2. Phụ lục 2

Khối lƣợng các công trình điện khí hóa nông thôn giai đoạn năm 1998-2014

Stt Hạng mục Đơn vị Khối lƣợng đầu tƣ 1 Năm 1998 1.1 Đƣờng dây trung áp km 103,7

1.2 Đƣờng dây hạ áp km 75,6 1.3 Trạm biến áp kVA 3.550,0 1.4 Vốn đầu tƣ Tr.đồng 17.169,1 2 Năm 1999 2.1 Đƣờng dây trung áp km 81,7

2.2 Đƣờng dây hạ áp km - 2.3 Trạm biến áp kVA 1.842,5 2.4 Vốn đầu tƣ Tr.đồng 6.594,3 3 Năm 2000 3.1 Đƣờng dây trung áp km 57,7

3.2 Đƣờng dây hạ áp km - 3.3 Trạm biến áp kVA 867,5 3.4 Vốn đầu tƣ Tr.đồng 3.846,8 4 Năm 2001 4.1 Đƣờng dây trung áp km 16,7

4.2 Đƣờng dây hạ áp km - 4.3 Trạm biến áp kVA 700,0 4.4 Vốn đầu tƣ Tr.đồng 1.195,6 5 Năm 2002 5.1 Đƣờng dây trung áp km 11,2

5.2 Đƣờng dây hạ áp km 0,3 5.3 Trạm biến áp kVA 125,0 5.4 Vốn đầu tƣ Tr.đồng 703,5 6 Năm 2003 6.1 Đƣờng dây trung áp km 362,3

6.2 Đƣờng dây hạ áp km 577,5

87

Stt Hạng mục Đơn vị Khối lƣợng đầu tƣ 6.3 Trạm biến áp kVA 11.192,5 6.4 Vốn đầu tƣ Tr.đồng 54.560,6 7 Năm 2004 7.1 Đƣờng dây trung áp km 37,5




10.2 Đƣờng dây hạ áp km 33,0 10.3 Trạm biến áp kVA 897,5 10.4 Vốn đầu tƣ Tr.đồng 5.661,2 11 Năm 2008 11.1 Đƣờng dây trung áp km 9,0

11.2 Đƣờng dây hạ áp km 17,2 11.3 Trạm biến áp kVA 775,0 11.4 Vốn đầu tƣ Tr.đồng 5.078,9 12 Năm 2009 12.1 Đƣờng dây trung áp km 1,1



14.2 Đƣờng dây hạ áp km 34,0 14.3 Trạm biến áp kVA 3.976,5

88

Stt Hạng mục Đơn vị Khối lƣợng đầu tƣ 14.4 Vốn đầu tƣ Tr.đồng 21.595,9 15 Năm 2012 15.1 Đƣờng dây trung áp km 201,1



17.2 Đƣờng dây hạ áp km 398,7 17.3 Trạm biến áp kVA 5.935,0 17.4 Vốn đầu tƣ Tr.đồng 111.079,5 18 Cộng từ 1998-2014 18.1 Đƣờng dây trung áp km 1.330,7

18.2 Đƣờng dây hạ áp km 2.357,4 18.3 Trạm biến áp kVA 64.292,0 18.4 Vốn đầu tƣ Tr.đồng 529.111,0


89

3. Phụ lục 3

Sơ đồ lƣới 110kV khu vực tỉnh Trà Vinh đến tháng 07/2015

90

4. Phụ lục 4

Sơ đồ lƣới 110kV khu vực tỉnh Trà Vinh, giai đoạn 2015-2020

91

5. Phụ lục 5

Tính toán điển hình hiệu quả lắp đặt tụ bù hạ áp trạm biến áp công cộng

tháng 06/2014.

5.1 Thông số trạm biến áp

Tên trạm: Thị trấn A, huyện Cầu Kè.

Vị trí: CC7/T66/7.

Công suất: 3 pha - 160kVA.

Dung lƣợng tụ lắp đặt: 50kVAR (01 tụ 230/400V-20kVAR lắp trụ a9;

01 tụ 230/400V-30kVAR lắp trụ b10).

5.2 Thông số vận hành

Stt Thông số Đơn vị Pha A Pha B Pha C

I Trƣớc khi lắp tụ bù hạ áp 1 Dòng điện giảm A 164 165 170 2 Điện áp tăng V 228 227 229 3 CosM - 0,91 0,89 0,90 4 Công suất biểu kiến kVA 37,39 37,46 38,93 5 Công suất tác dụng kW 34,03 33,33 35,04 6 Công suất phản kháng kVAR 15,50 17,08 16,97 II Sau khi lắp tụ bù hạ áp 50kVAR 1 Dòng điện giảm A 149 148 156 2 Điện áp tăng V 233 231 234 3 CosM - 1,00 0,99 0,98 4 Công suất biểu kiến kVA 34,72 34,19 36,50 5 Công suất tác dụng kW 34,72 33,85 35,77 6 Công suất phản kháng kVAR 0,00 4,82 7,26

5.3 Đánh giá hiệu quả vận hành

Dòng điện trung bình giảm 15A, tƣơng ứng 9,21%.

Điện áp trung bình tăng 4,6V, tƣơng ứng 2,04%.

CosM trung bình tăng từ 0,90 lên 0,99.

92

5.4 Phân tích kinh tế - tài chính

Chi phí lắp đặt hoàn chỉnh 02 bộ tụ bù: 4.000.000đồng.

Sản lƣợng điện trung bình hàng tháng 69.000kWh; Tổn thất điện năng lƣới

hạ áp trung bình hàng tháng 2,75%, tƣơng ứng 1.897,5kWh/tháng.

Giá mua điện bình quân năm 2014: 1.070,15 đồng/kWh.

Qua công thức 'A = tRI2 = t

M ứng với độ tăng điện áp 2,04%, cosM

tăng từ 0,90 lên 0,99 thì tổn thất điện năng sẽ giảm 20,6% so với giá trị tổn thất điện

năng ở chế độ chƣa lắp tụ, tƣơng ứng 391kWh/tháng.

Chi phí tiết kiệm do giảm tổn thất điện năng: 418.428 đồng/tháng.

Tuổi thọ tụ bù: 02 năm.

Dữ liệu Giá trị Chi phí lắp tụ (đồng) 4.000.000

Chi phí tiết kiệm (đồng) 5.021.136

Tuổi thọ 02

Hệ số chiết khấu 10%

Tính giá trị tƣơng đƣơng ở năm hiện tại (NPV), ta có:

NPV = 6CFt

= -4.000.000 + 5.021.136

+ 5.021.136

= 4.714.368,26 > 0, dự án đạt hiệu quả.

93

6. Phụ lục 6

Phân tích kinh tế - tài chính dự án thay thế MBA phân phối sử dụng lõi thép

bằng tôn truyền thống bằng MBA hiệu suất cao sử dụng lõi thép vô định hình loại

amorphous

6.1 Thông số tổn thất Po, Pn và giá thành của MBA loại thƣờng và loại Amorphuos

Stt S (kVA) U1

(kV)

Loại thƣờng Amorphuos Giá

(tr.đồng) Po(W) Pn(W) Giá (tr.đồng) Po(W) Pn(W)

1 15 12,7 20,56 52 213 22,84 17 213 2 25 12,7 26,33 67 333 29,26 22 333 3 37,5 12,7 32,84 92 420 36,49 31 420 4 50 12,7 40,05 108 570 44,50 36 570 5 75 12,7 52,89 148 933 58,77 49 933 6 100 12,7 62,67 180 1.400 69,64 64 1.305 7 100 22 95,62 205 1.258 102,82 75 1.258 8 160 22 109,90 280 1.940 118,17 95 1.940 9 180 22 123,64 315 2.185 132,95 115 2.185 10 250 22 157,92 340 2.600 169,80 125 2.600 11 320 22 190,57 390 3.330 204,92 145 3.330 12 400 22 222,59 433 3.818 239,34 165 3.818 13 560 22 255,11 580 4.810 274,31 220 4.810 14 630 22 263,80 787 5.570 283,65 270 5.570 15 750 22 288,65 855 6.725 310,38 290 6.725 16 800 22 298,99 880 6.920 321,50 310 6.920 17 1.000 22 358,03 980 8.550 384,98 350 8.550 18 1.250 22 422,48 1.020 10.690 454,28 420 10.690

(Nguồn: Công ty Cổ phần Thiết bị điện)

6.2 Tính toán chi phí thực hiện thay MBA loại thƣờng bằng loại Amorphuos

Giá thành của MBA loại Amorphuos: PAmorphuos (triệu đồng).

Giá thành của MBA loại thƣờng: Pthƣờng (triệu đồng).

Giá thành thanh lý MBA loại thƣờng tạm tính: PTL =

94

Giá mua điện bình quân năm 2014: PBQ = 1.070,15 đồng/kWh.

Chi phí thay thế MBA loại thƣờng bằng MBA loại Amorphuos

CĐT = PAmorphuos - PTL = PAmorphuos -

(triệu đồng)

Chi phí tiết kiệm do giảm tổn thất điện năng khi thay thế MBA loại

thƣờng bằng MBA loại Amorphuos

CTK = ATK x

(triệu đồng)

6.3 Bảng tính chi phí đầu tƣ và chi phí tiết kiệm

Stt S (kVA)

U1 (kV)

Số lƣợng

ATK (kWh/năm)

CTK (tr.đồng/năm)

CĐT (tr.đồng/năm)

1 15 12,7 941 288.511 308,75 11.822,25 2 25 12,7 1.562 615.740 658,93 25.135,24 3 37,5 12,7 803 429.091 459,19 16.115,57 4 50 12,7 713 449.703 481,25 17.450,72 5 75 12,7 70 60.707 64,97 2.262,58 6 100 12,7 334 339.397 363,21 12.792,07 7 100 22 30 34.164 36,56 1.650,21 8 160 22 67 108.580 116,20 4.235,73 9 180 22 21 36.792 39,37 1.493,67 10 250 22 85 160.089 171,32 7.721,79 11 320 22 45 96.579 103,35 4.933,41 12 400 22 60 140.861 150,74 7.682,93 13 560 22 19 59.918 64,12 2.788,38 14 630 22 5 22.645 24,23 758,77 15 750 22 3 14.848 15,89 498,16 16 800 22 6 29.959 32,06 1.032,01 17 1.000 22 17 93.820 100,40 3.501,42 18 1.250 22 23 120.888 129,37 5.589,96

Cộng 4.804 3.102.293 3.319,92 127.464,88 6.4 Phân tích kinh tế - tài chính

Chi phí đầu tƣ: 127.464 triệu đồng.

Chi phí tiết kiệm do giảm tổn thất điện năng: 3.320 triệu đồng.

95

Tuổi thọ MBA: 25 năm.

Hệ số chiết khấu: i = 10%.


NPV = 6CFt

= -127.464 + 63.320

= - 97.328 < 0, dự án không đạt hiệu quả.

7. Phụ lục 7

Phân tích kinh tế - tài chính dự án xây dựng mới sử dụng MBA loại

amorphous thay cho MBA sử dụng lõi thép bằng tôn truyền thống.

7.1 Số liệu đầu vào

Chi phí đầu tƣ: CPS = PAmorphuos - Pthƣờng (triệu đồng)

Chi phí tiết kiệm do giảm tổn thất điện năng khi thay thế MBA loại

thƣờng bằng MBA loại Amorphuos: CTK = ATK x

(triệu đồng)

Tuổi thọ MBA: 25 năm.

Hệ số chiết khấu: i = 10%.


NPV = 6CFt

7.2 Giá trị tƣơng đƣơng ở năm hiện tại (NPV) theo từng loại công suất MBA

Stt S (kVA)

U1 (kV)

CPS (triệu đồng)

CTK (triệu đồng)

Giá trị NPV

Đánh giá hiệu quả

1 15 12,7 2,29 0,33 0,69 Đạt 2 25 12,7 2,93 0,42 0,90 Đạt 3 37,5 12,7 3,65 0,57 1,54 Đạt 4 50 12,7 4,45 0,67 1,68 Đạt 5 75 12,7 5,88 0,93 2,55 Đạt 6 100 12,7 6,96 1,09 2,91 Đạt

96

Stt S (kVA)

U1 (kV)

CPS (triệu đồng)

CTK (triệu đồng)

Giá trị NPV

Đánh giá hiệu quả

7 100 22 7,20 1,22 3,86 Đạt 8 160 22 8,27 1,73 7,47 Đạt 9 180 22 9,31 1,87 7,71 Đạt 10 250 22 11,89 2,02 6,41 Đạt 11 320 22 14,34 2,30 6,50 Đạt 12 400 22 16,75 2,51 6,05 Đạt 13 560 22 19,20 3,37 11,43 Đạt 14 630 22 19,86 4,85 24,14 Đạt 15 750 22 21,73 5,30 26,35 Đạt 16 800 22 22,51 5,34 26,00 Đạt 17 1.000 22 26,95 5,91 26,66 Đạt 18 1.250 22 31,80 5,62 19,26 Đạt

Documents

LỜI CẢM ƠN · 2017. 9. 7. · LỜI CẢM ƠN Trƣớc tiên, tôi xin trân trọng cảm ơn Ban Giám hiệu, Khoa Sau đại học, Khoa Quản lý năng lƣợng, các thầy,