Báo cáo thực tập quản lý - Tổn thất điện năng tại công ty truyền tải điện PTC

Báo Cáo Thực Tập Quản Lý Trường Đại Học Điện Lực Khoa Quản Lý Năng Lượng

Mục Lục

Mở Đầu.....................................................................................................................2

Chương I : Những Vấn Đề Cơ Bản Về Tổn Thất Điện Năng..............................2

I. Định nghĩa tổn thất điện năng......................................................................2

II. Phân loại tổn thất điện năng.........................................................................2

a. Tổn thất điện năng kỹ thuật..........................................................................2

b. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật....................................................................3

c. Tổn thất điện năng trên đường dây và trong trạm biến áp............................3

Các phương pháp phân tích tình hình tổn thất..............................................9

Chương II...............................................................................................................13

Thực Trạng Tổn Thất Điện Năng Tại Công Ty Truyền Tải Điện 1, Các Biện Pháp Làm Giảm Tổn Thất Lưới Điện Tại Công Ty...........................................13

I. Khái quát về công ty truyền tải điện..............................................................13

a. Lịch sử phát triển công ty...........................................................................13

b. Đặc điểm sản xuất kinh doanh của Công ty................................................18

c. Khối lượng quản lý.....................................................................................18

d. Tổ chức quản lý..........................................................................................19

II. Các biện pháp xác định tổn thất khu vực và nhận dạng tổn thất điện năng.....................................................................................................................21

1. Xác định tổn thất điện năng thực hiện qua hệ thống công tơ đo đếm.........21

2. Xác định tổn thất điện năng qua tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật.......22

III. Các biện pháp quản lý kỹ thuật - vận hành giảm tổn thất điện năng..23

1. Các nguyên nhân làm tăng tổn thất điện năng kỹ thuật..............................23

2. Các biện pháp quản lý kỹ thuật – vận hành giảm tổn thất điện năng.........24

IV. Các biện pháp quản lý kinh doanh giảm tổn thất điện năng :..............25

1. Các nguyên nhân làm tăng tổn thất điện năng trong quản lý kinh doanh :.25

1Nguyễn Hữu MạnhLớp : D2- Quản Lý Năng Lượng


2. Các biện pháp quản lý kinh doanh giảm tổn thấp điện năng......................26

V. Nguyên tắc tính toán....................................................................................27

1. Tính toán tổn thất điện năng quá khứ thông qua số liệu đo đếm................27

2. Tính toán tổn thất điện năng tương lai thông qua số liệu dự báo................31

3. Trình tự tính toán tổn thất điện năng tương lai thông qua số liệu dự báo...32

Chương III Kết Luận...............................................................................................39

Đề xuất giải pháp tổn thất điện năng tại công ty truyền tải điện 1:....................39



Mở ĐầuTheo số liệu từ công ty truyền tải điện 1, tính riêng tổn thất điện năng lưới điện tại miền bắc năm 2010 là hơn 392 triệu KW điện. Nếu có thể giảm được tổn thất điện năng trên lưới điện, Việt Nam sẽ tiết kiệm được không ít điện năng, đồng nghĩa với nó là tiết kiệm được 1 số lượng không nhỏ tài nguyên thiên nhiên dùng cho sản xuất điện năng. Bài báo cáo này trình bày những hiểu biết của em tại công ty truyền tải điện 1 qua thời gian thực tập vừa qua. Em xin chân thành cảm ơn sự chỉ bảo tận tình của cô Lê Na trong thời gian thực tập vừa qua đã giúp em hoàn thiện bài báo cáo này, em cũng chân thành cảm ơn mọi ngời trong công ty truyền tải điện đã nhiệt tình giúp đỡ em để em có thể hoàn thành tốt đợt thực tập này.Chương I : Những Vấn Đề Cơ Bản Về Tổn Thất Điện Năng.

I. Định nghĩa tổn thất điện năng.Tổn thất theo nghĩa đơn giản là sự hao hụt về trị số của một quá trình. Tổn

thất điện được tính bằng hiệu số của điện sản xuất ra và điện tiêu thụ (điện thương phẩm). Tỷ lệ tổn thất là số % của điện tổn thất so với điện sản xuất.Tổn thất điện năng trên lưới điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình truyền tải và phân phối điện khi tải điện từ ranh giới giao nhận với các nhà máy phát điện qua các lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối tới các hộ tiêu thụ điện. Tổn thất điện năng còn được gọi là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện. Trong hệ thống điện, tổn thất điện năng phụ thuộc vào mạch điện, lượng điện truyền tải, khả năng phân phối và vai trò của công tác quản lý.

II. Phân loại tổn thất điện năng.Tổn thất điện năng bao gồm 2 loại tổn thất là tổn thất kỹ thuật và tổn thất phi

kỹ thuật.a. 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 điện khi đi qua máy biến áp, dây dẫn, và các thiết bị trên hệ thống lưới điện đã làm nóng máy biến áp, dây dẫn và các thiết bị dẫn điện dẫn đến làm tiêu hao điện năng, đường dây dẫn điện cao áp từ 110 KV trở xuống còn có tổn thất vầng quang. Dòng điện qua cáp ngầm, tụ điện còn có tổn thất do điện môi, đường dây điện đi song song với các đường dây khác như dây chống sét, dây thông tin, …. Có tổn hao điện năng do hỗ cảm. Tổn thất điện năng kỹ thuật là tiêu hao điện năng tất yếu xảy ra trong quá trình truyền tải và phân phối điện, bao gồm :

Tổn thất phụ thuộc dòng điện : Do dây dẫn, máy biến áp, thiết bị trên lưới đều có trở kháng, khi dòng điện

chạy qua gây tiêu hao điện năng, do phát nóng máy biến áp, dây dẫn và các thiết bị điện. Đây là thành phần chủ yếu gây tổn thất trong hệ thống điện.

Tổn thất phụ thuộc điện áp : Tổn thất trong lõi thép của máy biến áp. Tổn thất do điện môi. Tổn thất trong cuộn áp của công tơ. Tổn thất do dò điện. Tổn thất vầng quang.

b. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật.Tổn thất điện năng phi kỹ thuật hay còn gọi là tổn thất điện năng thương mại

là do tình trạng vi phạm trong sử dụng điện như : lấy cắp điện dưới nhiều hình thức ( câu móc điện trực tiếp, làm sai lệch mạch đo đếm điện năng, gây hư hỏng, chết cháy công tơ, các thiết bị đo lường, …). Do chủ quan của người quản lý khi TU mất pha, TI, công tơ chết, cháy không xử lý, thay thế kịp thời, bỏ sót hoặc ghi sai chỉ số. do không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế công tơ định kỳ theo pháp lệnh của Pháp lệnh đo lường. Đấu nhầm, đấu sai sơ đồ đấu dây,… dẫn đến điện năng bán cho khách hàng đo được qua hệ thống đo đếm thấp hơn điện năng khách hàng sử dụng.

c. Tổn thất điện năng trên đường dây và trong trạm biến áp. Tổn thất điện năng trên đường dây.

Trị số tổn thất điện năng trong bất kỳ 1 phần tử nào của mạng điện đều phụ thuộc vào tính chất và sự thay đổi của phụ tải trong thời gian khảo sát.Trong thời gian khảo sát t, nếu phụ tải của mạng điện không thay đổi và có tổn thất công suất tác dụng là ∆P thì tổn thất điện năng sẽ bằng :

∆A = ∆P.tNhưng thực tế phụ tải của đường dây của mạng điện luôn luôn thay đổi

theo thời gian (biến thiên theo đồ thị phụ tải của các hộ tiêu thụ, theo tình trạng làm việc của các nhà máy điện), vì vậy công thức để tính tổn thất điện năng sẽ là :



∆A = ∫0

1

∆ Pdt

Thông thường ∆P là 1 hàm số phức tạp của thời gian t, rất khó tích phân nên biểu thức trên chỉ có ý nghĩa lý thuyết. Để tính tổn thất điện năng trên thực tế người ta dùng phương pháp khác.

Tùy theo nội dung của mô hình toán học được sử dụng, người ta chia thành 2 nhóm phương pháp : phương pháp xác định và phương pháp xác suất thống kê. Xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải.

Phương pháp chính xác nhất là xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải, trong đó tổn thất công suất xác định theo từng bậc của đồ thị phụ tải (phương pháp phân tích đồ thị).

Tổn thất điện năng được tính từng giờ. Từ các thông số đó sẽ hình thành đồ thị phụ tải ngày đêm và từ đó xây dựng đồ thị phụ tải năm. Đồ thị phụ tải ngày đêm biểu thị sự biến đổi công suất của phụ tải trong 1 ngày đêm.

Dựa vào đồ thị phụ tải năm, chúng ta có thể xác định được tổn thất điện năng trong 1 năm. Để đơn giản, chúng ta xét đồ thị phụ tải năm có 3 bậc, ứng với mỗi bậc là 1 chế độ phụ tải và khi đó tính được tổn thất điện năng trên đường dây.

∆P1 = S1

2

U 12 rd và tổn thất điện năng ∆A1 = ∆P1.∆t

Ứng với bậc 2 của đồ thị phụ tải, ta có :

∆P2 = S2

2

U 22 rd và tổn thất điện năng ∆A2 = ∆P2.∆t

Ứng với bậc 3 của đồ thị phụ tải, ta có :

∆P3 = S3

2

U 32 rd và tổn thất điện năng ∆A3 = ∆P3.∆t.

Nếu đồ thị phụ tải năm có N bậc, ta có công thức :

∆Pi = S i

2

U i2 rd với i = 1,… N.

Vậy tổn thất điện năng cả năm bằng :

∆A = ∑i=1

N

∆ Pi . ∆ t i. Trong đó ∆ti là khoảng thời gian của bậc thứ i có

giá trị phụ tải là Pi . Tổn thất điện năngtrong trạm biến áp. Trạm có 1 máy biến áp.

Khi trạm chỉ có 1 máy biến áp thì tổn thất điện năng của trạm được tính theo công thức : ∆A = ∆PFe . t + ∆PCu max . τ



Trong đó : t: thời gian máy biến áp vận hành.τ: thời gian tổn thất công suất lớn nhất. ∆PCu max : tổn thất đồng trong máy biến áp lúc phụ tải cực đại.

Trạm có nhiều máy biến áp vận hành song song.Máy biến áp được ghép nhiều hay ít là tùy theo phương thức vận hành của trạm theo đồ thị phụ tải. Các máy biến áp ghép song song có dung lượng giống nhau.

Hình 1: Đồ thị phụ tải trong 1 năm.Giả thiết trạm biến áp có đồthị phụ tải hàng năm như hình trên và có phương thức vận hành như sau :Phụ tải của trạm biến áp là S1 ta dùng n1 máy biến áp ghép song song, vận hành trong thời gian t1 giờ.Phụ tải của trạm biến áp là S2 ta dùng n2 máy biến áp ghép song song, vận hành trong thời gian t2 giờ.Coi điện áp đặt vào máy biến áp suốt năm không đổi và bằng Uđm thì tổn thất điện năng của trạm biến áp là :∆A = (n1.∆PFe.t1 + n2.∆PFe.t2 +

n1 . ∆ PCuđ m( S1

n1 Sđ m)

2

. t 1+n2 . ∆ PCu đ m( S1

n1 Sđ m)

2

. t1+n2 . ∆ PCuđ m( S1

n2 Sđ m)

2

.t 2

Viết gọn lại như sau :



∆A = ∆PFe (n1 t1+n2 t2 )+∆ PCuđ m[ t1

n1( S1

Sđ m)

2]Nếu có n máy biến áp ghép song song vận hành suốt năm ta có thể viết :

∆ A=∆ PFe . t+n .∆ PCu max . τ

Trong đó : ∆ PCu max : tổn thất của 1 máy khi phụ tải của trạm đạt cực đại.

∆ PCu max=∆ PCuđ m( Smax

n . Sđ m)

2

Các máy biến áp ghép song song có dung lượng khác nhau.Trong trường hợp các máy biến áp có công suất khác nhau làm việc song

song, trước hết cần phải tìm sự phân bố phụ tải giữa chúng.Đối với các máy biến áp có điện áp ngắn mạch %uN bằng nhau (1 trong những điều kiện cho phép máy biến áp vận hành song song), thì phụ tải phân bố giữa chúng có thể xem như tỉ lệ với công suất định mức của chúng.

Ví dụ trạm có ghép song song 2 máy biến áp B1 và B2, khi phụ tải của toàn trạm là S thì phụ tải của máy B1 nhận là S1và máy B2 nhận là S1 và bằng :

S1=SSđ m1

∑ Sđ m

và S2=SSđ m2

∑ Sđ m

Trong đó :Sđm1 và Sđm2 là công suất định mức của máy biến áp và B2.

∑ Sđ m là tổng công suất định mức của các máy biến áp ghép song song.∑ Sđ m = Sđ m1 + Sđ m2

Sau khi đã biết công suất phân bố cho từng máy biến áp ta tính riêng tổn thất điện năng cho từng máy.

Yếu tố ảnh hưởng đến tổn thất điện năng. Trạm biến áp. Tổn thất công suất.

Tổn thất công suất trong máy biến áp gồm 2 phần sau : Phần không đổi : Đây là tổn thất không liên quan đến phụ tải của máy,

đó là tổn thất trong lõi sắt ∆SFe và thường gọi là tổn thất sắt. Tổn thất này được xác định theo các số liệu kỹ thuật của máy biến áp :

∆SFe = ∆PFe + j∆QFe ∆PFe = ∆AP0 là tổn thất công suất tác dụng lúc máy biến áp không tải.∆QFe : tổn thất gây từ trong lõi sắt. Trị số ∆QFe được tính theo dòng không tải I0%.



∆QFe = I 0 . % Sđ m

100 Phần thay đổi : phần này phụ thuộc công suất tải của máy biến áp hay

còn gọi là tổn thất đồng. Có thể xác định tổn thất đồng trong máy biến áp.

∆ PCu=3. I2 . Rb=P2Q2

U 2 Rb=∆ PN( SSđ m )

2

∆ QCu=3. I2 Xb=P2+Q2

U 2 Xb=U N S2

100 Sđ m

Trong đó : S : công suất tải của máy biến áp.Sđm : công suất định mức của máy biến áp.∆PN : tổn thất ngắn mạch.Trong công thức trên thì Rb và Xb phải tương thích với U. Nghĩa là khi tính Rb và Xb theo điện áp nào thì phải sử dụng điện áp đó.Trong trường hợp có n máy biến áp giống nhau, làm việc song song thì tổn thất công suất trong n máy bằng :

∆P = ∆ PN

n.( S

Sđ m )2

+n . ∆ P0

∆ Q=U đ m S2

100. n Sđ m

+n . ∆ Q0

Tổn thất điện năng.Tổn thất điện năng trong máy biến áp gồm 2 thành phần :

Phần không phụ thuộc vào phụ tải xác định theo thời gian làm việc máy biến áp.

Phần phụ thuộc vào phụ tải xác định theo đồ thị phụ tải, nếu công suất máy biến áp có đồ thị như phụ tải thì dùng Tmax để tính τ Tổn thất điện năng 1 năm tính theo τ là :

∆ A=∆ P0 T b+∆ Pmax . τ=∆ P0 T b+∆ PN .Smax

2

Sđ m2 . τ

Trong đó : Tb : thời gian vận hành năm của máy biến áp.Smax : phụ tải cực đại năm của máy biến áp.Nếu có n máy biến áp giống nhau làm việc song song thì tổn thất điện năng trong n máy là :

∆ A=n . ∆ P0 Tb+∆ PN .Smax

2

n . Sđm2 . τ

Đường dây



Đường dây càng dài và tiết diện càng nhỏ thì tổn thất càng lớn. Lưới điện hạ áp có tổn thất lớn hơn lưới cao áp, nên vấn đề chọn dây dẫn và điện áp truyền tải có ảnh hưởng chủ yếu đến tổn thất.

Tổn thất công suấtTổn thất công suất trên 1 pha của đường dây là :

∆ P f=I 2 .R

Trên 3 pha là :∆P = 3.I 2. RNếu thay I 2 theo công suất ta có công thức cuối cùng :

∆ P=P2+Q2

U 2 . R .10−3=( SU )

2

. R .10−3

Và công suất phản kháng :

∆ Q=I2 . X= P2+Q2

U 2 . X .10−3=( SU )

2

. X . 10−3

Trong các công thức trên P, Q, U phải lấy giá trị tại cùng 1 thời điểm trên đường dây. Trong tính toán gần đúng có thể lấy U = Uđm của đường dây còn công suất lấy ở đầu hoặc cuối đường dây.Tổn thất công suất được tính theo chế độ max năm của đường dây để tính tổn thất điện năng và tính yêu cầu công suất đối với nguồn điện. Tổn thất công suất là không thể tránh khỏi, nó có tác hại là đòi hỏi khả năng phát của nguồn và khả năng tải của lưới, do đó phải giữ tổn thất công suất ở mức hợp lý.

Tổn thất điện năng do tổn thất công suất tác dụng.Tổn thất công suât tác dụng gây ra tổn thất điện năng trên điện trở R của lưới điện, đó là tích phân của tổn thất công suất theo thời gian vận hành :

∆ A=∫0

t

∆ Pdt=3 R .∫0

t

I t2 dt=R .∫

0

t

( S ( t )U (t ) )

2

dt

Chế độ vận hànhTổn thất kỹ thuật trong vận hành được tính như sau :

∆ A=∆ P . T . τ= P2+Q2

U đ m2 . R . τ

∆ A=∑ 3. Itbbp2 . R . T j

∑ lấy theo j là các mùa trong năm.Trong quy hoạch τ tính theo Tmax còn Tmax lại lấy theo giá trị thống kê của các loại phụ tải, I tbbp

2 tính theo đồ thị phụ tải đặc trưng, cũng là giá trị đặc trưng. Về mặt quy hoạch là chấp nhận được, vì ở đây sự so sánh là tương đối.



Còn trong vận hành để tính tổn thất thực sự của 1 lưới điện cụ thể, áp dụng các giá trị thống kê cho sai số lớn. Muốn tính được chính xác tổn thất thì phải có giá trị đo đạc của đồ thị phụ tải của từng đoạn lưới trong suốt cả năm. Ta dễ dàng thấy rằng về mặt kỹ thuật và kinh tế việc này không thể thực hiện được.Để giẩm tổn thất thì chúng ta cần nâng cao điện áp vận hành của lưới điện, như nâng điện áp từ 6, 10 KV lên 20, 35 KV hoặc 35 KV lên 110 KV.Hoàn thiện cấu trúc lưới để có thể vận hành với tổn thất nhỏ nhất. Vận hành kinh tế trạm biến áp có nhiều máy biến áp. Chọn đúng công suất máy biến áp phù hợp với yêu cầu phụ tải, tránh hiện tượng máy biến áp chạy quá non tải .

Công tác kiểm tra và thiết bị đo đếmThường xuyên kiểm tra lưới điện để hạn chế rò điện, nếu có sự cố thì phải nhanh chóng khắc phục sự cố.Tăng cường kiểm tra, thay thế công tơ làm việc kém hiệu quả, phúc tra chỉ số công tơ nhằm phát hiện những trường hợp ghi sai và sử lý theo quy định.Đẩy mạnh việc kiểm tra, thay thế công tơ định kỳ, chết cháy và hoàn thiện các hòm công tơ. Đảm bảo chu kỳ kiểm định, định kỳ theo quy định nhà nước. Hàng năm căn cứ vào thống kê số lượng công tơ vận hành trên lưới theo thời gian kiểm định.Ngoài ra, việc đầu tư, bổ sung thêm các trang thiết bị tiên tiến trong khâu đo đếm và thí nghiệm hiệu chỉnh công tơ sẽ góp phần quan trọng trong việc giảm tổn thất điện năng.

Yếu tố con ngườiCũng có thể coi đây là 1 yếu tố rất quan trọng, cần phải có sự quan tâm đặc biệt đến yếu tố này. Tổn thất do kỹ thuật gây ra chúng ta có thể đo đếm được nhưng tổn thất do con người gây ra thông qua việc làm sai lệch những con số để ăn hối lộ, tham ô, … thì không thể đo đếm được.

Các phương pháp phân tích tình hình tổn thất. Phương pháp so sánh.

Là phương pháp lâu đời nhất và được áp dụng rộng rãi nhất. So sánh trong phân tích kinh tế là đối chiếu các chỉ tiêu, các hiện tượng kinh tế đã được lượng hóa có cùng 1 nội dung, 1 tính chất tương tự nhau.

Phân loại : So sánh các số liệu thực hiện với số liệu định mức hay kế hoạch. So sánh số liệu thực tế giữa các kỳ, các năm. So sánh số liệu thưc hiện với các thông số kỹ thuật – kinh tế trung bình

hoặc tiên tiến.10

Nguyễn Hữu MạnhLớp : D2- Quản Lý Năng Lượng


So sánh các số liệu của xí nghiệp mình với các số liệu của xí nghiệp tương đương hoặc với đối thủ cạnh tranh.

So sánh các thông số kỹ thuật – kinh tế của các phương án kinh tế khác.Ưu điểm lớn nhất của phương pháp so sánh là có thể tách ra được những nét chung, nét riêng của các hiện tượng được so sánh, trên cơ sở đó đánh giá được nét phát triển hay kém phát triển, hiệu quả hay kém hiệu quả để tìm các biện pháp quản lý tối ưu cho mỗi trường hợp cụ thể.

Đòi hỏi có tính nguyên tắc khi áp dụng phương pháp so sánh : Các chỉ tiêu hay các kết quả tính toán phải tương đương nhau về nội

dung phản ánh và cách xác định. Trong phân tích so sánh có thể so sánh số tuyệt đối, số tương đối và số

bình quân.Số tuyệt đối là số tập hợp trực tiếp từ các yếu tố cấu thành hiện tượng

kinh tế được phản ánh. Ví dụ : tổng sản lượng, tổng chi phí lưu thông, … phân tích bằng số tuyệt đối cho thấy được khối lượng quy mô của hiện tượng kinh tế. Các số tuyệt đối phải có cùng 1 nội dung phản ánh, cách tính toán xác định, phạm vi, kết cấu và đơn vị đo lường của hiện tượng, vì thế dung lượng ứng dụng tuyệt đối trong phân tích so sánh nằm trong 1 khuôn khổ nhất định.

Số tương đối là số biểu thị dưới dạng số phần trăm số tỷ lệ hoặc hệ số. Sử dụng số tương đối có thể đánh giá được sự thay đổi kết cấu các hiện tượng kinh tế, đặc biệt cho phép liên kết các chỉ tiêu không tương đương để phân tích so sánh. Chẳng hạn thiêt lập mối quan hệ giữa 2 chỉ tiêu khối lượng hàng hóa tiêu thụ và lợi nhuận để suy diễn, nếu tăng khối lượng hàng hóa lên 1% thì có thể tăng tổng lợi nhuận lên 1%. Tuy nhiên số tương đối không phản ánh được chất lượng bên trong cũng như quy mô của hiện tượng kinh tế. Bởi vậy, trong nhiều trường hợp khi so sánh cần kết hợp đồng thời cả số tuyệt đối lẫn số tương đối. Số bình quân là số phản ánh mặt chung nhất của hiện tượng, bỏ qua sự phất triển không đồng đều của các bộ phân cấu thành hiện tượng kinh tế. Số bình quân có thể biểu thị dưới dạng số tuyệt đối (năng suất lao động bìn quân, vốn lưu động bình quân,…). Cũng có thể biểu thị dưới dạng số tương đối (tỷ suất phí bình quân, tỷ suất doanh lợi,…). Sử dụng số bình quân cho phép nhận định tổng quát về hoạt động kinh tế của doanh nghiệp, xây dựng các mức kinh tế kỹ thuật.Tuy nhiên vẫn lưu ý rằng số lượng mã số bình quân phản ánh không tồn tại trong thực tế. Bởi vậy khi sử dụng nó cần tính tới các khoản dao động tối đa.

Phương pháp thay thế liên hoàn.



Thay thế liên hoàn là lần lượt thay thế số liệu gốc hoặc số liệu kế hoạch bằng số liệu thực tế của nhân tố ảnh hưởng tới 1 chỉ tiêu kinh tế được phân tích theo đúng logic quan hệ giữa các nhân tố. Phương pháp thay thế liên hoàn này có thể áp dụng được khi mối quan hệ giữa các chỉ tiêu và giữa các nhân tố, các hiện tượng kinh tế có thể biểu thị bằng 1 hàm số. Thay thế liên hoàn thường được sử dụng để tính toán mức ảnh hưởng của các nhân tố tác động cùng 1 chỉ tiêu được phân tích. Trong phương pháp này nhân tố thay thế là nhân tố được tính mức ảnh hưởng, còn các nhân tố khác giữ nguyên, lúc đó so sánh mức chênh lệch hàm số giữa cái trước nó và cái đã được thay thế sẽ tính được mức ảnh hưởng của nhân tố được thay thế. Giả sử chỉ tiêu A có mối quan hệ is2 nhân tố, và mối quan hệ đó có thể biểu thị dưới dạng hàm số :A = f(X,Y)Và :A0 = f(X0,Y0)A1 = f(X1,Y1) Để tính toán ảnh hưởng của các nhân tố X và Y tới chỉ tiêu A. Thay thế lần lượt X,Y. Lúc đó giả sử thay thế nhân tố X trước Y ta có : Mức ảnh hưởng của nhân tố X đến chỉ tiêu A :∆X = f(X1,Y0) - f(X0,Y0)Mức ảnh hưởng của nhân tố Y đến chỉ tiêu A :∆Y = f(X1,Y1) - f(X0,Y1)Như vậy khi trình tự thay thế khác nhau, có thể thu được kết quả khác nhau về mức ảnh hưởng của cùng 1 nhân tố tới cùng 1 chỉ tiêu. Đây là nhược điểm nổi bật của phương pháp này.Xác định trình tự liên hoàn hợp lý là 1 yêu cầu khi sử dụng phương pháp này. Trận tự thay thế liên hoàn trong các tài liệu thường được quy định như sau : Nhân tố khối lượng thay thế trước, nhân tố trọng lượng thay thế sau. Nhân tố ban đầu thay thế trước, nhân tố thứ phát thay thế sau. Khi có

thể phân biệt rõ ràng các nhân tố ảnh hưởng thì vận dụng nguyên tắc trên trong thay thế liên hoàn khá thuận tiện. Trong trường hợp có nhiều nhân tố chất lượng, khối lượng, …những nhân tố có cùng tính chất như nhau, việc xác định trận tự thay thế trở nên khó khăn, 1 số tài liệu đã tìm được phương pháp tích phân, vi phân thay thế cho phương pháp này. Với ví dụ nêu trên ta có :A = f(X,Y)dA = fx.dx + fy.dy và∆Ax = fx.dx∆Ay = fy.dy



Khi chỉ tiêu thực tế so với chỉ tiêu gốc chênh lệch không quá 5 -10% thì kết quả tính toán được trong bất kỳ trình tự thay thế nào cũng xấp xỉ bằng nhau. Một sự biến dạng nữa của phương pháp này là phương pháp số chênh lệch. Trong phương pháp này để xác định mức ảnh hưởng của từng nhân tố, người ta sử dụng số chênh lệch so sánh của từng nhân tố để tính toán. Cũng với ví dụ trên ta có : A = f(X,Y) với trật tự thay thế X trước, Y sau :∆Ax = f(∆X,Y0) với ∆X = X1 – X0

∆Ay = f(X1,∆Y) với ∆Y = Y1 – Y0

Phương pháp số chênh lệch ngắn gọn, đơn giản. Tuy nhiên, khi sử dụng cần chú ý :

Dấu ảnh hưởng của các nhân tố tới chỉ tiêu phân tích trùng với dấu của nhân tố chênh lệch nhân tố đó nếu trong hàm số biểu thị mối liên hệ của nhân tố với chỉ tiêu dấu (×) hoặc dấu (+).

Dấu ảnh hưởng của các nhân tố tới chỉ tiêu được phân tích trùng với dấu của số chênh lệch nhân tố đó nếu trong hàm số biểu thị mối liên hệ của nhân tố với chỉ tiêu là dấu (÷) hoặc dấu (-).

Phương pháp đồ thị.Là phương pháp mô tả và phân tích các hiện tượng kinh tế dưới dạng khác nhau của đồ thị : biểu đồ tròn và cả đường cong của đồ thị.Ưu điểm của phương pháp này là có tính khái quát rất cao. Phương pháp đồ thị đặc biệt có tác dụng khi mô tả và phân tích các hiện tượng kinh tế tổng quát, trừu tượng, ví dụ như phân tích quan hệ cung cầu hoàng hóa, quan hệ giữa chi phí và quy mô sản xuất kinh doanh,… khi các mối quan hệ giữa các hiện tượng kinh tế được biểu thị bằng 1 hàm số (hoặc 1 hệ phương trình) cụ thể, phương pháp đồ thị cho phép xác định các độ lớn của đối tượng phân tích cũng như sự tác động của các nhân tố ảnh hưởng.



Chương IIThực Trạng Tổn Thất Điện Năng Tại Công Ty Truyền Tải Điện 1,

Các Biện Pháp Làm Giảm Tổn Thất Lưới Điện Tại Công Ty

I. Khái quát về công ty truyền tải điệna. Lịch sử phát triển công ty. Quá trình hình thành và phát triển của Công ty Truyền tải điện 1Tên Công ty: Công ty Truyền tải điện 1Địa chỉ: 15 Phố Cửa Cắc – Ba Đình – Hà NộiTên giao dịch quốc tế: Power Transmission Company No1 (viết tắt là PTC1)Tên doanh nghiệp cấp trên trực tiếp: Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (viết tắt là NPT)Quy mô hiện tại của doanh nghiệp: gồm 2.304 ngườiTổng nguồn vốn: 3.881.156.264.046 (đồng).. Nhớ lại thời gian đầu sau khi đơn vị tiền thân của Công ty Truyền tải điện 1 là Sở Truyền tải điện miền Bắc được thành lập (năm 1981), gần 200 CBCNV Công ty khi đó có nhiệm vụ quản lý vận hành 7 trạm biến áp (TBA) và 145 km đường dây (ĐZ) 110 kV xung quanh khu vực Hà Nội, Hà Tây (cũ) trong điều kiện cực kỳ khó khăn. Nhiệm vụ đặt ra là bằng mọi cách phải giữ cho dòng điện an toàn liên tục, phục vụ nhu cầu phát triển kinh tế xã hội. Nhưng bất lợi là hệ thống lưới truyền tải điện quá già cỗi, thiết bị không đồng bộ và không có thiết bị dự phòng, điều kiện bảo dưỡng eo hẹp. Nhiều trạm biến áp 220 kV, kể cả các trạm nút quan trọng, vận hành theo sơ đồ kết dây tạm bợ, nhiều tuyến đường dây, nhiều trạm biến áp phải vận hành quá tải. Những người thợ truyền tải luôn canh cánh nỗi lo sự cố, đặc biệt phổ biến là các sự cố phát nóng, đứt dây, tụt lèo.

Năm 1992, “trục xương sống” của hệ thống điện quốc gia - đường dây siêu cao áp 500 kV Bắc – Nam được khởi công xây dựng. Song hành với lực lượng xây lắp đường dây, những người thợ truyền tải của PTC1 cũng khẩn trương chuẩn bị mọi điều kiện để tiếp nhận, đưa công trình vào vận hành. Công ty được cấp trên tin tưởng giao nhiệm vụ biên soạn hệ thống Quy trình, Quy phạm, tổ chức giám sát, nghiệm thu, tiếp quản đưa đường dây vào vận hành. Bước ngoặt cũng như trọng trách mới đặt lên vai lính truyền tải PTC1 bắt đầu, khi tháng 5/1994, đường dây 500 kV Bắc - Nam chính thức hoà lưới hệ thống điện Quốc gia. Đặc thù đường dây 500 kV Bắc – Nam là đi qua hầu hết các



khu vực núi cao, rừng sâu, đường sá khó khăn, dân cư thưa thớt, trình độ dân trí thấp, cây cối trong và ngoài hành lang rậm rạp, phát triển tái sinh rất nhanh, nên luôn tiềm ẩn nguy cơ sự cố. CBCNV Công ty Truyền tải điện 1 đã tập trung trí tuệ, không quản ngại khó khăn, gian khổ tìm các giải pháp từng bước làm chủ thiết bị và tổ chức quản lý vận hành an toàn, cung cấp điện ổn định cho các tỉnh miền Bắc. Trong đó, Công ty đã tập trung đẩy mạnh công tác tuyên truyền, chuyển đổi cơ cấu cây trồng trong hành lang, xã hội hoá công tác bảo vệ đường dây, cùng với các công việc sửa chữa, bảo dưỡng thường xuyên công trình lịch sử này.

Vượt qua thách thức

Thử thách lại đặt ra từ những năm đầu thế kỷ XXI trở đi, nhu cầu điện phát triển nhanh chóng dẫn đến hàng loạt các TBA 220kV ở miền Bắc rơi vào tình trạng quá tải. Bên cạnh đó, lưới truyền tải điện phát triển với tốc độ rất nhanh, khối lượng đường dây và trạm biến áp đưa vào vận hành hàng năm rất lớn. Vấn đề đặt ra là phải tổ chức lực lượng giám sát, nghiệm thu, tiếp nhận quản lý công trình, ghép nối vận hành đồng thời thiết bị cũ (thế hệ điện từ) với thiết bị mới (kỹ thuật số); phải có đội ngũ tại chỗ đủ mạnh để xử lý bất thường trên lưới. Mặt khác, đảm bảo sửa chữa, đại tu, nâng cấp chất lượng thiết bị, mở rộng, nâng công suất các trạm biến áp.

Trong bối cảnh đó, Công ty đã nhanh nhóng thực hiện các chương trình chống quá tải, hiện đại hoá các TBA trọng điểm của miền Bắc như: Hà Đông, Mai Động, Chèm, Thanh Hoá, Ninh Bình, Vinh... trong thời gian ngắn. Đồng thời, bằng tinh thần vượt khó, phát huy nội lực, chủ động, sáng tạo, CBCNV Công ty đã làm chủ được nhiều thiết bị công nghệ cao lần đầu tiên được lắp đặt ở Việt Nam mà không cần thuê chuyên gia nước ngoài, tiết kiệm hàng tỷ đồng mà vẫn vượt tiến độ, đảm bảo chất lượng. Điều đáng tự hào là hàng trăm tấn thiết bị siêu trường, siêu trọng, hàng ngàn mét cáp đã được anh em kỹ sư, công nhân của Công ty lắp đặt chủ yếu vào lúc nửa đêm, nhằm giảm thiểu thời gian cắt điện, không làm ảnh hưởng đến quá trình cấp điện.

Chính từ thực tế này, lãnh đạo Công ty đã nhận thấy tầm quan trọng và tính cấp bách của công tác tổng kết kinh nghiệm, nghiên cứu khoa học và tiếp thu công nghệ mới đi đôi với việc đổi mới tư duy quản lý vận hành hệ thống điện để đáp ứng tốt hơn yêu cầu nhiệm vụ. Do đó, Công ty đã tập trung chỉ đạo và tạo mọi điều kiện thuận lợi cho việc tổ chức học tập, đào tạo, đào tạo lại lực lượng chuyên môn kỹ thuật dưới nhiều hình thức. Từ đây, phong trào học tập, trau dồi kinh nghiệm chuyên môn được gây dựng và duy trì tích cực, hiệu quả



trong toàn thể CBCNV. Chi hội Điện lực Truyền tải điện 1 cũng được thành lập và hoạt động có nề nếp, tiếp thêm sức mạnh cho phong trào tự học thêm thiết thực, lôi cuốn đông đảo CBCNV tham gia một cách say mê, sôi nổi. Cùng với đó, các phong trào thi đua lao động sản xuất, phát huy sáng kiến cũng được Công ty được tổ chức thường xuyên, bám vào nhiệm vụ trọng tâm từng thời kỳ, được người lao động hưởng ứng sâu rộng, thúc đẩy sản xuất phát triển. Từ năm 2000 trở lại đây, phong trào phát huy sáng kiến đã có những tiến bộ vượt bậc, mỗi năm có hàng trăm sáng kiến có giá trị, nhiều đề tài nghiên cứu được cấp trên công nhận, đánh giá cao về hiệu quả ứng dụng.

Phát triển bền vững

Cần nhấn mạnh rằng, hiệu quả lớn nhất đó chính là trình độ đội ngũ CBCNV trong công ty được nâng lên nhanh chóng, phát triển đồng đều, các vị trí sản xuất đều đảm đương tốt công việc của mình. Nhờ vậy, Công ty đã đảm nhận xuất sắc các công trình đầu tư xây dựng và sửa chữa có giá trị lớn, như công trình xây dựng và lắp đặt trạm cắt 220 kV Nho Quan, giá trị lên đến 165 tỷ đồng với thời gian thi công ngắn kỷ lục chỉ trong 8 tháng. Công trình mở rộng trạm 220 kV Sóc Sơn, trong đó đã lắp đặt đưa vào vận hành MBA 125.000 kVA lần đầu tiên do Việt Nam chế tạo. Tham gia lắp đặt mở rộng trạm 500 kV Hà Tĩnh; phối hợp thi công kéo dây đường dây 220 kV Vinh - Hà Tĩnh… Đặc biệt, trong nửa cuối năm 2009, đầu năm 2010, Công ty đã hoàn thành xuất sắc dự án cải tạo, mở rộng thành công TBA Mai Động, Hà Đông, Chèm. Trong đó lắp thêm mỗi trạm một MBA 220kV-250MVA, đảm bảo cấp điện ổn định phục vụ Đại lễ 1000 năm Thăng Long – Hà Nội và Đại hội XI của Đảng... Hầu hết các công trình đều phải thi công trong điều kiện phức tạp, vừa phải đảm bảo an toàn cho con người và thiết bị trong lúc thiết bị được cắt điện ít nhất, với thời gian ngắn nhất để không ảnh hưởng lớn đến phụ tải...

Uy tín của Công ty Truyền tải điện 1 ngày càng được nâng lên khi đơn vị luôn là đơn vị tiên phong trong hầu hết các hoạt động của ngành truyền tải. Điều đó được khẳng định khi PTC1 là đơn vị đầu tiên thực hiện thành công các biện pháp thủ công thay sứ, thay dây đường dây 110 kV-220 kV; đầu tiên thi công kéo dây mới trên một lộ chung cột với đường dây 220 kV đang vận hành; tiên phong sửa chữa nóng đường dây 220 kV, lắp đặt và hiệu chỉnh máy cắt SF6 cùng hệ thống rơ le kỹ thuật số hiện đại; đầu tiên sử dụng hệ thống phục hồi sự cố khẩn cấp KEMMA ở cấp điện áp 220 kV.

Đến nay, hệ thống lưới điện truyền tải do Công ty quản lý vận hành trải rộng trên địa bàn 24 tỉnh phía Bắc từ Đèo Ngang (tỉnh Quảng Bình) trở ra gồm 36



TBA 220 – 500 kV, hơn 1.600 km đường dây 500 kV và gần 4.300 km đường dây 220 kV. Không những thế, còn kết nối với lưới 220 kV của tỉnh Vân Nam (Trung Quốc). Sản lượng truyền tải điện theo đó tăng lên từng năm với sản lượng điện truyền tải tăng trưởng trung bình 15-18%/năm (bằng 1/2 sản lượng toàn quốc). Nếu như năm 1995 mới truyền tải đạt 4,5 tỷ kWh, đến năm 2008 sản lượng điện truyền tải đã tăng lên gấp 6 lần, đạt 27,3 tỷ kWh và năm 2010 đạt 31,5 tỷ kWh. Đồng thời, suất sự cố giảm, thiết bị lưới điện ngày càng đồng bộ, hiện đại, độ tin cậy cao.

Cũng trong ba thập kỷ qua, với những thành tích xuất sắc, nhiều tập thể, cá nhân của Công ty Truyền tải điện 1 đã được Đảng, Nhà nước ghi nhận và tặng thưởng nhiều phần thưởng cao quý như: Huân chương Lao động, Huân chương Độc lập, danh hiệu Anh Hùng Lao động thời kỳ Đổi mới và nhiều phần thưởng khác của các cấp ngành trung ương và địa phương.

Chắc chắn chặng đường phía trước sẽ còn nhiều gian nan thử thách đang chờ đón những người lính Truyền tải điện 1 Anh hùng. Song những dấu ấn đáng trân trọng, tự hào của 30 năm phát triển là hành trang, là điểm tựa, là động lực lớn lao cho con tàu PTC1 tiếp tục vượt qua sóng gió, vững vàng thực hiện thành công sứ mệnh vinh quang, giữ trọn vẹn niềm tin yêu với Đảng, với nhân dân, đất nước.

Là một doanh nghiệp nhà nước, có tư cách pháp nhân và con dấu độc lập nhưng hạch toán kinh tế phụ thuộc vào NPT, chỉ hạch toán độc lập về các hoạt động khác.Theo Nghị định 90/2001/CP-NĐ ngày 23/11/2001, doanh nghiệp nhỏ và vừa là cơ sở sản xuất, kinh doanh độc lập, đã đăng ký kinh doanh theo pháp luật hiện hành, có vốn đăng ký không quá 10 tỷ đồng hoặc số lao động bình quân hàng năm không quá 300 người. Xét với hai tiêu chí trên thì PTC1 có vốn hoạt động trên 10 tỷ đồng và số lao động bình quân năm trên 300 người. Như vậy, PTC1 được xếp vào doanh nghiệp lớn.

Các mốc quan trọng trong quá trình phát triển: Giai đoạn 1981 – 1985.

Tiền thân là sở Truyền tải điện miền Bắc được thành lập ngày 01 tháng 5 năm 1981 trực thuộc Công ty điện lực miền Bắc (nay là Công ty Điện lực 1) có nhiệm vụ quản lý vận hành, sửa chữa lưới truyền tải từ cấp 110kV đến 220kV thuộc khu vực miền Bắc.

Giai đoạn 1986 – 1995.



Công ty chuyển sang tiếp nhận quản lý vận hành các lưới 220kV và 500kV đang được xây dựng, bàn giao các lưới 110kV cho Điện lực các tỉnh quản lý.

Giai đoạn 1995 – 2000:Ngày 27/1/1995 Chỉnh phủ ban hành Nghị định 14/CP, quyết định thành lập Tổng công ty Điện lực Việt Nam (gọi tắt là EVN). Lúc này sở truyền tải điện miền Bắc được tách thành Công ty Truyền tải điện 1 (gọi tắt là PTC1) trực thuộc EVN - Tập đoàn điện lực Việt Nam. Từ 01/01/2008 PTC1 trực thuộc Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia.

Thành tích đã dạt được :

Tập thể:

Anh hùng Lao động thời kỳ đổi mới. Huân chương Độc lập hạng Nhì, Ba. Huân chương Lao động hạng Nhất, Nhì, Ba. Cờ thi đua của Thủ tướng Chính phủ. Bằng khen của Thủ tướng Chính phủ.

Cá nhân:

01 cá nhân được phong tặng Anh hùng Lao động. 03 cá nhân được tặng thưởng Huân chương Lao động hạng Nhì. 07 cá nhân được tặng thưởng Huân chương Lao động hạng Ba. Và nhiều phần thưởng cao quý khác của Đảng, Nhà nước, các Bộ, Ban

ngành Trung ương và địa phương cho các cá nhân và tập thể trong Công ty.

Công tác Đảng và hoạt động đoàn thể:

Đảng bộ Công ty trực thuộc Đảng bộ Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia. Có 579 Đảng viên đang sinh hoạt tại 27 Đảng bộ bộ phận và Chi bộ trực thuộc trên khắp các tỉnh thành phía Bắc.

Công đoàn Công ty trực thuộc Công đoàn Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia, có 2.351 đoàn viên, 144 công đoàn bộ phận, 153 tổ công đoàn đang sinh hoạt tại 19 Công đoàn cơ sở thành viên trên khắp các tỉnh thành miền Bắc.

Đoàn thanh niên công ty trực thuộc Đoàn thanh niên Tập đoàn Điện lực Việt Nam, có 1236 Đoàn viên đang sinh hoạt 19 Chi đoàn trực thuộc trên khắp các tỉnh thành miền Bắc.



Ban Nữ công Công ty có 336 chị em phụ nữ, tham gia vào hầu hết các lĩnh vực hoạt động của Công ty.

Nhà nước tặng thưởng danh hiệu Anh hùng lao động: Công ty Truyền tải điện 1. Trạm 220kV Đồng Hòa – Hải Phòng. Đồng chí Đậu Đức Khởi – Nguyên Giám đốc Công ty

Nhà nước tặng thưởng: Huân chương Độc lập hạng Ba cho PTC1. Huân chương lao động hạng Nhất cho PTC1. Huân chương lao động hạng Hai cho PTC1. Huân chương lao động hạng Ba cho PTC1.

Thủ tướng Chính phủ khen thưởng: Cờ thi đua. Bằng khen.

Các khen thưởng khác: Cờ thi đua xuất sắc của Tổng liên đoàn LĐVN. Bằng khen của Tổng liên đoàn LĐVN. Cờ thi đua của Bộ Công nghiệp. Bằng khen của Bộ Công nghiệp. Bằng khen của Công đoàn Bộ Công nghiệp. Cờ thi đua xuất sắc của EVN. Bằng khen của EVN. Bằng khen Công đoàn EVN.

b. Đặc điểm sản xuất kinh doanh của Công ty Quản lý vận hành an toàn, ổn định lưới truyền tải điện trên địa bàn 24 tỉnh

thành miền Bắc từ Đèo Ngang trở ra; Sửa chữa, trung đại tu các công trình lưới điện; Đầu tư xây dựng và cải tạo nâng cấp lưới truyền tải điện; Tư vấn đầu tư xây dựng, quản lý dự án và tư vấn giám sát thi công các

công trình lưới điện; Thí nghiệm, hiệu chỉnh các thiết bị điện; Đào tạo và phát triển nguồn nhân lực quản lý vận hành, sửa chữa lưới

điện; Kinh doanh các dịch vụ viễn thông và công nghệ thông tin.

c. Khối lượng quản lý Đường dây 500kV: Chiều dài 1.659 km. Đường dây 220kV: Chiều dài 4.483,54 km.



Trạm biến áp 500kV: 6 trạm, 8 máy biến áp, tổng dung lượng 4.050.000 kVA.

Trạm biến áp 220kV: 29 trạm, 48 máy biến áp, tổng dung lượng 7.875.000 kV.

d. Tổ chức quản lý.



01 Giám đốc : Phụ trách chung.03 Phó Giám đốc: Phó Giám đốc Kỹ thuật phụ trách phần Trạm; Phó Giám đốc Kỹ thuật phụ trách Đường dây; Phó Giám đốc phụ trách khối Văn phòng, Thanh tra bảo vệ pháp chế và tất cả các công trình xây dựng dân dụng. Tổng số CBCNV của toàn công ty Truyền tải điện 1 khoảng hơn 2400 người.Giám đốc trực tiếp chỉ đạo: Phòng TCCB & LĐ & ĐT, Phòng Tài chính - Kế toán, Phòng Kế hoạch, Phòng Đầu Tư – Xây Dựng. Phó Giám đốc Kỹ thuật Trạm: trực tiếp chỉ đạo công tác kỹ thuật vận hành khối Trạm, Phòng Kỹ thuật, Phòng ĐĐ-VT-CNTT, các trạm biến áp, Xưởng thí nghiệm điện, Xưởng sửa chữa thiết bị điện.Phó Giám đốc Kỹ thuật Đường dây: trực tiếp chỉ đạo công tác kỹ thuật vận hành khối Đường dây: Phòng Kỹ thuật, phòng Vật tư, đội Vận tải cơ khí.Phó Giám đốc phụ trách khối Văn phòng, Thanh tra bảo vệ và pháp chế, tất cả các công trình xây dựng dân dụng. Là Thủ trưởng cơ quan Công ty.Các phòng ban : Văn Phòng. Phòng Kế Hoạch. Phòng Tổ chức và Lao động tiền lương. Phòng Kỹ Thuật.



Phòng Tài chính kế toán. Phòng Vật tư. Phòng Thanh Tra bảo vệ. Phòng Đầu tư xây dựng. Phòng Điều độ, viễn thông, công nghệ thông tin.Các đơn vị trực thuộc : Xưởng Thí nghiệm. Xưởng Sửa chữa thiết bị điện. Ðội Vận tải cơ khí. Truyền tải điện Hà Tĩnh. Truyền tải điện Nghệ An. Truyền tải điện Thanh Hóa. Truyền tải điện Ninh Bình. Truyền tải điện Hà Nội. Truyền tải điện Hải Phòng. Truyền tải điện Quảng Ninh. Truyền tải điện Hòa Bình. Truyền tải điện Thái Nguyên. Truyền tải điện Tây Bắc. Trạm 500kV Thường Tín. Trạm 500kV Hòa Bình. Trạm 220kV Hà Đông. Trạm 220kV Chèm. Trạm 220kV Mai Động.

II. Các biện pháp xác định tổn thất khu vực và nhận dạng tổn thất điện năng.

Xác định tổn thất khu vực và nhận dạng tổn thất điện năng ( do kỹ thuật hay kinh doanh ) nhằm giúp cho người quản lý nhận biết rõ tổn thất điện năng ở khu vực nào, do kỹ thuật hay kinh doanh để có biện pháp xử lý.1. Xác định tổn thất điện năng thực hiện qua hệ thống công tơ đo đếm.

Các đơn vị thu thập số liệu điện năng nhận vào lưới điện và điện năng giao ra từ lưới điện. Tính toán tổn thất điện năng thực hiện công thức :∆A = AN - AG Trong đó: ∆A: tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét. ( KWh )

AN : tổng điện năng nhận vào lưới điện. ( KWh ) AG : tổng điện năng giao đi từ lưới điện. ( KWh )

Tỉ lệ truyền tải điện năng ∆A:



= 2. Xác định tổn thất điện năng qua tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật.

Các đơn vị phải thực hiện tính toán tổn thất điện năng qua các thông số lưới điện và phương thức vận hành để xác định được tổn thất điện năng kỹ thuật của lưới điện thuộc phạm vi đơn vị quản lý ở mức nào để trên cơ sở đó có biện pháp phù hợp giảm tổn thất điện năng. Tổn thất điện năng được xác định theo công thức :∆A = ∆Po . T + ∆Pmax . T . Kđt

Trong đó :∆A : tổn thất điện năng trong giai đoạn đang xét ( KWh )∆Po: tổn thất công suất không tải ( KW ).∆Pmax : tổn thất công suất tại thời điểm công suất cực đại của lưới điện ( KW ). T : thời gian tính toán của giai đoạn xem xét tổn thất điện năng ( giờ ).Kđt : hệ số phụ tải ảnh hưởng đến tổn thất điện năng trong giai đoạn tính toán.

Kđt = Si, Smax là giá trị phụ tải đầu suất tuyến tại các thời điểm tb,tmax

Tỉ lệ tổn thất điện năng kỹ thuật:

% = A là điện năng nhận vào của lưới điện trong khoảng thời gian t.Nhận dạng tổn thất điện năng theo từng cấp điện áp, từng khu vực lưới điện, từng xuất tuyến trung áp, từng trạm biến áp công cộng :

Nhận dạng tổn thất điện áp của lưới điện do đơn vị quản lý được thực hiện dựa vào kết quả tính toán tổn thất điện năng thực hiện qua đo đếm và tổn thất điện năng qua tính toán. Các đơn vị thực hiện đánh giá mức độ cao, thấp của tổn thất điện năng từng cấp điện áp ( cao áp, trung áp, hạ áp ), từng khu vực lưới điện, từng xuất tuyến trung áp, từng trạm biến áp công cộng. so sánh tổn thất điện áp kỹ thuật qua tính toán với kết quả tính toán tổn thất điện năng qua đo đếm để nhận dạng ( tổn thất kỹ thuật hay phi kỹ thuật ), từ đó tìm ra các nguyện nhân gây tổn thất và đề ra các biện pháp giảm tổn hất điện năng tập trung vào đúng khu vực, đúng cấp điện áp, đúng xuất tuyến, đúng trạm biến áp có tổn thất điện năng cao. Để thực hiện được việc nhận dạng trên, đơn vị phải : Xác định phụ tải đúng với đường dây, khu vực ( các sector ) Lắp đặt công tơ tổng cho từng xuất tuyến trung áp, từng trạm biến áp công

cộng.



Lắp đặt đủ cá công tơ ranh giới để phân vùng quản lý và tính toán tổn thất điện năng qua đó đảm bảo thống kê theo dõi tổn thất điện năng của từng trạm biến áp, từng xuất tuyến, từng khu vực.

Thu thập đủ thông số và thực hiện tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật cho từng cấp điện áp, từng xuất tuyến và từng trạm biến áp công cộng.

III. Các biện pháp quản lý kỹ thuật - vận hành giảm tổn thất điện năng.Để đưa ra được các biện pháp trong quản lý kỹ thuật, vận hành nhằm giảm tổn thất điện năng, phải nắm bắt được các nguyên nhân làm tăng tổn thất điện năng kỹ thuật.

1. Các nguyên nhân làm tăng tổn thất điện năng kỹ thuật Quá tải dây dẫn: làm tăng nhiệt độ dây dẫn và làm tăng thêm tổn thất điện

năng trên dây dẫn. Không cân bằng pha : không cân bằng pha sẽ làm tăng tổn thất điện năng

trên dây trung tính, dây pha và làm tăng tổn thất điện năng trong máy biến áp. Đồng thời cũng có thể gây quá tải ở pha có dòng điện quá lớn.

Quá tải máy biến áp : máy biến áp vận hành quá tải do dòng điện tăng cao làm phát nóng cuộn dây và đầu cách điện của máy biến áp dẫn đến tăng tổn thất điện năng trên máy biến áp đồng thời gây sụt áp và làm tăng tổn thất điện phía trên lưới điện phía hạ áp.

Non tải máy biến áp : máy biến áp vận hành non tải hoặc vận hành không tải tổn hao không tải lớn hơn so với điện năng sử dụng, mặt khác tải thấp sẽ không phù hợp với hệ thống đo đếm dẫn đến tổn thất điện năng tăng cao.

Hệ số cosφ thấp : do phụ tải có hệ số cosφ thấp, thực hiện lắp đặt và vận hành tụ bù không phù hợp gây số cosφ trên lưới điện. Cosφ thấp dẫn đến cần tăng dòng điện truyền tải, công suất phản kháng do đó làm tăng dòng điện tải của hệ thống và làm tăng tổn thất điện năng.

Do các điểm tiếp xúc và mối tiếp xúc kém : làm tăng nhiệt độ các mối nối, tiếp xúc và làm tăng tổn thất điện năng.

Tổn thất do thiết bị cũ, lạc hậu : các máy biến áp, thiết bị cũ thường có hiệu suất thấp và tổn thất điện năng cao.

Nối đất không tốt : đối với hệ thống lưới điện có hệ thống nối đất trực tiếp, nối đất lặp lại tổn thất điện năng sẽ tăng cao nếu nối đất không đúng tiêu chuẩn quy định.

Tổn thất dòng rò : sứ cách điện, chống sét van và các thiết bị không được kiểm tra bảo dưỡng hợp lý dẫn đến dòng rò, phóng điện qua cách điện gây tổn thất điện năng.

Hành lang tuyến không bảo đảm : việc phát quang hành lang tuyến thực hiện tốt, cây mọc chạm đường dây trần gây dòng rò hoặc sự cố cũng là nguyên nhân gây tổn thất điện năng.



Điện áp thấp dưới giới hạn cho phép : do tiết diện dây dẫn không đảm bảo, bán kính cấp điện không hợp lý hoặc do các nấc phân áp của máy biến áp không được điều chỉnh kịp thời. Với cùng một công suất cấp cho tải, điện áp thấp sẽ làm tăng dòng điện phải truyền tải và làm tăng tổn thất điện năng.

Điện áp xấu : lệch pha điện áp, điện áp không đối xứng, méo sóng điện áp do các thành phần sóng hài bậc cao, … các thành phần dòng điện thứ tự nghịc, thứ tự không và các thành phần sóng hài bậc cao sẽ gây ra những tổn thất phụ, làm phát nóng máy biến áp, đường dây và làm tăng tổn thất điện năng.

Hiện tượng vầng quang điện : đối với đường dây điện áp cao từ 110 KV trở lên, hiện tượng vầng quang điện cũng gây ra tổn thất điện áp.

Hiện tượng quá bù, vị trí và dung lượng bù không hợp lý dẫn đến tăng tổn thất điện năng.

Phương thức vận hành : tính toán phương thức vận hành chưa hợp lý tổn thất điện năng cao. Để xảy ra sự cố dẫn đến phải vận hành phương thức bất lợi dẫn đến tổn thất điện năng cao.

Chế độ sử dụng điện không hợp lý : Những phụ tải có sự chênh lẹch quá cao giữa giờ cao điểm và giờ thấp điểm sẽ gây khó khăn cho vận hành và gây tổn thất điện năng cao.

2. Các biện pháp quản lý kỹ thuật – vận hành giảm tổn thất điện năng. Không để quá tải đường dây, máy biến áp : theo dõi các thông số vận hành

lưới điện, tình hình tăng trưởng phụ tải để có kế hoạch vận hành, cải tạo lưới điện hợp lý không để quá tải đường dây, quá tải máy biến áp trên lưới điện.

Thực hiện chuyển hoán máy biến áp non tải, đầy tải một cách hợp lý. Không để các máy biến áp phụ tải vận hành tải lệch pha : phải định kỳ

hàng tháng đo dòng 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 dòng điện các pha : Io > 15% (Ia + Ib + Ic)/3.

Đảm bảo vận hành phương thức tối ưu : thường xuyên tính toán kiểm tra đảm bảo phương thức vận hành tối ưu trên lưới điện. Đảm bảo duy trì điện áp trong giới hạn cao cho phép theo quy định hiện hành và khả năng chịu đựng của thiết bị.

Lắp đặt và tối ưu tụ bù công suất phản kháng : theo dõi thường xuyên cosφ các nút trên lưới điện, tính toán vị trí và lắp đặt tụ bù dung lượng tối ưu để quyết định lắp đặt, hoán chuyển và vận hành hợp lý các bộ tụ trên lưới nhằm giảm tổn thất điện năng. Đảm bảo cosφ tại lộ tổng trung thế trạm 110KV đạt 0,98.



Kiểm tra, bảo dưỡng lưới điện ở tình trạng vận hành tốt : thực hiện kiểm tra bảo dưỡng lưới điện đảm bảo các tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành : hành lang lưới điện, tiếp địa, mối tiếp xúc, cách điện của đường dây, thiết bị… Không để các mối nối, tiếp xúc ( trên dây dẫn, cáp, đầu cực thiết bị,… ) tiếp xúc gây phát nóng dẫn đến tăng tổn thất điện năng.

Thực hiện tốt công tác quản lý kỹ thuật vận hành, ngăn ngừa sự cố : đảm bảo lưới điện không bị sự cố để duy trì kết dây cơ bản có tổn thất điện năng thấp.

Thực hiện vận hành kinh tế máy biến áp : Trường hợp trạm biến áp có 2 hay nhiều máy biến áp vận hành song

song cần xem xét vận hành kinh tế máy biến áp, chọn thời điểm đóng, cắt máy biến áp theo đồ thị phụ tải.

Đối với các khách hàng có trạm biến áp chuyên dùng ( trạm 110 KV, trạm trung áp ) mà tính chất của phụ tải hoạt động theo mùa vụ ( trạm bơm thủy nông, sản xuất đường mía, … ), ngoài thời gian này chỉ phục vụ cho nhu cầu sử dụng điện của văn phòng, nhân viên quản lý trạm bơm, đơn vị kinh doanh bán điện phải vận động , thuyết phục khách hàng lắp đặt thêm máy biến áp có công suất nhỏ riêng phù hợp phục vụ cho nhu cầu này hoặc bằng nguồn điện hạ thế khu vực nếu có điều kiện để tách máy biến áp chính ra khỏi vận hành.

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 ( các lò hồ quang điện, các phụ tải máy hàn công suất lớn,… ) trên lưới điện. Trong điều kiện gây ảnh hưởng lớn đến méo điện áp, yêu cầu khách hàng phải có biện pháp khắc phục.

Từng bước loại dần các thiết bị không tin cậy, hiêu suất kém, tổn thất cao bằng các thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp ( đặc biệt là đối với máy biến áp ).

Tính toán và quản lý tổn thất năng lượng kỹ thuật : thực hiện tính toán tổn thất diện năng kỹ thuật của từng trạm biến áp, từng đường dây, từng khu vực để quản lý, đánh giá và đề ra các biện pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp.

IV. Các biện pháp quản lý kinh doanh giảm tổn thất điện năng :Để đưa ra được các biện pháp trong công tác quản lý kinh doanh nhằm giảm

tổn thất điện năng thương mại, phải nắm bắt được các nguyên nhân trong quản lý kinh doanh làm tăng tổn thất điện năng thương mại.

1. Các nguyên nhân làm tăng tổn thất điện năng trong quản lý kinh doanh : Hệ thống không phù hợp : các tiết bị đo đếm như công tơ, TU, TI không

phù hợp với phụ tải có thể có lớn hay quá nhỏ hoặc không đạt cấp chính xác



yêu cầu, hệ thống nhân của hệ thống đo không đúng đều dẫn đến đo đếm không chính xác làm tổn thất điện năng cao.

Lắp đặt, đấu nối hệ thống đo đếm sai (sai sơ đồ đấu dây, sai tỉ số biến …). Kiểm tra, kiểm định hệ thống đo đếm không kịp thời :

Không thực hiện kiểm định ban đầu, kiểm định định kỳ theo quy định. Không kiểm tra phát hiện các thiết bị đo đếm điện hư hỏng để thay thế

kịp thời … là nguyên nhân dẫn đến đo đếm không chính xác gây tổn thất điện năng.

Sai sót trong nghiệp vụ kinh doanh : đọc sai chỉ số công tơ, thống kê tổng hợp không chính xác, bỏ sót khách hàng …

Hiện tượng lấy cắp điện không được phát hiện kịp thời để ngăn chặn như : câu móc điện trực tiếp, can thiệt làm hư hỏng hoặc làm sai lệch hệ thống đo đếm.

2. Các biện pháp quản lý kinh doanh giảm tổn thấp điện năng. Đối với kiểm định ban đầu công tơ : phải đảm bảo chất lượng kiểm định

ban đầu công tơ để công tơ đo đếm chính xác trong cả chu kỳ làm việc (5 năm đối với công tơ 1 pha, 2 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 bao gồm công tơ, TU, TI và các thiết bị giám sát từ xa (nếu có) đảm bảo cấp chính xác, được 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 thu nghiệm công tơ, để đảm bảo sự giám sát chéo giữa các nhân khẩu nhằm đảm bảo không có sự sai sót (sơ đồ đấu day, tỉ số biến, …) trong quá trình lắp đặt, nghệm thu hệ thống đo đếm.

Thực hiện kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm : thực hiện quy định về kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm (công tơ, TU, TI, …) để dảm bảo các thiết bị đo đếm trên lưới được 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 tư kẹt cháy, TU, TI cháy hỏng, …), hư hỏng hoặc bị can thiệp trái phép trên lưới điện. Không được để công tơ kẹt cháy quá một chu kỳ ghi chỉ số.

Cũng cố nâng cấp hệ thống đo đếm : từng bước áp dụng công nghệ mới, lắp đặt thay thế các thiết bị đo đếm có cấp chính xác cao cho phụ tải lớn. Thay thế công tơ điện tử 3 pha cho các phụ tải lớn,áp dụng các phương pháp đo xa, giám sát thiết bị đo đếm từ xa cho các phụ tải lớn nhằm tăng cường theo dõi, phát hiện sai sót, sự cố đo đếm.

Thực hiện lịch ghi chỉ số công tơ : đảm bảo ghi chỉ số công tơ đúng lộ trình, chu kỳ theo quy địh, 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 lượng tính toán tổn thất điện năng. Cũng cố và nâng cao chất lượng ghi chỉ số công tơ, đặc biệt đối với khu vực thue dịch vụ điện nông thôn ghi chỉ số nhằm mục đích ghi chính xác, phát hiện kịp thời ghi công tơ kẹt cháy, hư hỏng ngay trong quá trình ghi chỉ số để kịp thời xử lý.

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 trạm biến áp công cộng qua đó theo dõi đánh giá biến động tổn thất điện năng của từng khu vực, từng xuất tuyến, từng trạm biến áp 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 như khả năng có tổn thất điện năng thương mại thuộc khu vực đang xem xét

Đảm bảo phụ tải đúng với từng đường dây, từng khu vực (không lẫn sector) Kiểm tra, xử lý nghiêm và tuyên truyền ngăn ngừa lấy cắp điện : tăng

cường công tác kiểm tra chống các hành vi lấy cắp điện dưới mọi hình thức, cần thực hiện thường xuyên liên tục trên mọi địa bàn, đặc biệt là đối với các khu vực nông thôn mới tiếp nhận bán lẻ, phối hợp với các cơ quan truyền thông tuyên truyền ngăn ngừa biểu hiện lấy cắp điện. Giáo dục để các nhân viên quản lý vận hành, các đpn vị và người dân quan tâm đến vấn đề giảm tổn thất điện năng, tiết kiệm điện năng.

Thực hiện tăng cường nghiệp vụ quản lý khác : xây dựng và thực hiện nghiêm quy định quản lý kìm, chì niêm phong công tơ, TU,TI, hộp bảo vệ hệ thống đo đếm, xây dựng quy định kiểm tra, xác minh đối tượng với các trường hợp công tơ cháy, mất cắp, hư hỏng,… ngăn ngừa hiện tượng thông đồng với khách hàng vi phạm sử dụng điện, tăng cường 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 tổn thất điện năng.

V. Nguyên tắc tính toán.1. Tính toán tổn thất điện năng quá khứ thông qua số liệu đo đếm.

a. Tổn thất điện năng trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của các công ty truyền tảiĐiện năng nhận trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của các công ty truyền tải điện :

ANi = ANM-Tti + A500-TTi + AĐL-TTi + ATT-TTi

Trong đó : i: các công ty truyền tải điện 1, 2, 3, 4.ANi : điện năng nhận trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện.



ANM-Tti : điện năng nhận trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện từ lưới điện nước ngoài.A500-TTi : điện năng nhận trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện từ lưới truyền tải 500 KV.AĐL-TTi : điện năng nhận trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện từ các tổng công ty điện lực.ATT-TTi : điện năng nhận trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện i đến công ty truyền tải điện khác.Điện năng giao trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của các công ty truyền tải điện :

AGi = ATTi-NM + ATTi-500 + ATTi-ĐL + ATTi-TT + ATTi-KH

Trong đó:AGi : Điện năng giao trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện.

ATTi-NM : Điện năng giao trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện cho lưới điện nước ngoài.ATTi-500 : Điện năng giao trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện cho lưới điện 500 KV.ATTi-ĐL : Điện năng giao trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện cho các tổng công ty điện lực.ATTi-TT : Điện năng giao trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện cho công ty truyền tải điện khác.ATTi-KH : Điện năng giao trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện cho khách hàng sử dụng điện đấu nối trực tiếp vào lưới truyền tải.Tổn thất điện năng trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện xác định như sau : ∆Ai = ANi – AGi (KWh)

Trong đó : ∆Ai : điện năng tổn thất trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện i.Tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện xác định như sau : ∆Ai = (∆Ai × 100) / ANi (KWh).

b. Tổn thất điện năng trên lưới truyền tải 500 KV.Điện năng nhận trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia được xác định như sau :AN500 = ANM-500 + ANN-500 + ATTi-500



AN500 : Điện năng nhận trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia.ANM-500 : Điện năng nhận trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia từ các nhà máy điện.ANN-500 : Điện năng nhận trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia từ lưới điện nước ngoài.ATTi-500 : Điện năng nhận trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia từ lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện i.Điện năng giao trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia được xác định như sau :AG500 = A500-NM + A500-NN + A500-TTi Trong đó : AG500 : Điện năng giao trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia.A500-NM : Điện năng giao trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia cho các nhà máy điện.A500-NN : Điện năng giao trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia cho lưới điện nước ngoài.A500-TTi : Điện năng giao trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia cho lưới truyền tải 220 KV trở xuống của công ty truyền tải điện i.Tổn thất điện năng trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia xác định như sau : ∆A500 = AN500 – AG500 ( KWh ).Trong đó : ∆A500 : Điện năng tổn thất trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia.Tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia xác định như sau : ∆A500 = ( ∆A500 × 100 )/ AN500

c. Tổn thất điện năng trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của tổng công ty truyền tải điện quốc gia.

Điện năng nhận trên lưới truyền tải 200 KV trở xuống của tổng công ty truyền tải điện quốc gia được xác định như sau :AN220 = ∑ANM-TTi + ∑ANN-TTi + ∑A500-TTi + ∑AĐL –TTi Trong đó: AN220 : Điện năng nhận trên lưới truyền tải 200 KV trở xuống của tổng công ty truyền tải điện quốc gia.



Điện năng giao trên lưới truyền tải 200 KV trở xuống của tổng công ty truyền tải điện quốc gia được xác định như sau :AG220 = ∑ATTi-NM + ∑ATTi-NN + ∑ATTi-500 + ∑ATTi-ĐL + ∑ATTi-KH

Trong đó : AG220 : Điện năng giao trên lưới truyền tải 200 KV trở xuống của tổng công ty truyền tải điện quốc gia.Tổn thất điện năng trên lưới truyền tải 220 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia được xác định như sau : ∆ A220 = AN220 – AG220 Trong đó :∆ A220 : Tổn thất điện năng trên lưới truyền tải 220 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia. Tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới truyền tải 220 KV của tổng công ty điện lực được xác định như sau :∆A220 = ( ∆A220 × 100 )/AN220

d. Tổn thất điện năng trên lưới của tổng công ty truyền tải điện quốc gia (bao gồm cả lưới truyền tải 500 KV và 220 KV trở xuống).

Điện năng nhận trên lưới truyền tải của tổng công ty truyền tải điện quốc gia được xác định như sau : AN = ∑ANM-TTi + ANM-500 + ∑ANN-TTi + ANN-500 + ∑AĐL-TTi

Trong đó : AN : Điện năng nhận trên lưới truyền tải của tổng công ty truyền tải điện quốc gia.Điện năng giao trên lưới truyền tải của tổng công ty truyền tải điện quốc gia được xác định như sau : AG =∑ATTi-NM +A500-NM +∑ATTi-NN + A500-NN + ∑ATTi-ĐL + ∑ATTi-KH

Trong đó : AG : Điện năng giao trên lưới truyền tải của tổng công ty truyền tải điện quốc gia.Tổn thất điện năng trên lưới truyền tải của tổng công ty truyền tải điện quốc gia:∆A = AN – AG Trong đó : ∆A : Điện năng tổn thất trên lưới truyền tải của tổng công ty truyền tải điện quốc gia.Tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới truyền tải của tổng công ty truyền tải điện quốc gia :∆A = ( ∆A × 100 )/AN

e. Lưu ý đối với điện năng tự dùng cho máy biến áp và tụ bù ngang.



Điện năng giao cho các tổng công ty điện lực bao gồm cả điện năng tự dùng cho trạm biến áp và thiết bị bù ( như tụ bù ngang, SVC ) của lưới truyền tải trong mọi trường hợp đấu nối và đo đếm, ví dụ :

Nguồn tự dùng cho trạm biến áp lấy từ cuộn thứ 3 của máy biến ap 220 KV.

Nguồn tự dùng cho trạm biến áp lấy từ phía trung áp của máy biến áp 110 KV.

Tụ bù ngang đấu nối vào thanh cái 110 KV có điểm đo đếm tại ngăn lộ tổng máy biến áp.

Tụ bù ngang đấu nối vào thanh cái 110 KV có điểm đo đếm tại từng ngăn lộ xuất tuyến 110 KV.

Thống kê điện năng tự dùng cho trạm biến áp và tụ bù ngang phải bao gồm mọi trường hợp đấu nối và đo đếm.

2. Tính toán tổn thất điện năng tương lai thông qua số liệu dự báo.a. Tổn thất điện năng trên lưới truyền tải của tổng công ty truyền tải điện

quốc giaTổn thất điện năng trên lưới truyền tải của tổng công ty truyền tải điện quốc gia :∆A = ∆AMBA + ∆AĐD ( KWh )Trong đó : ∆AMBA : Tổn thất điện năng trên máy biến áp. ∆AĐD : Tổn thất điện năng trên đường dây.Tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới truyền tải của tổng công ty truyền tải điện quốc gia :∆A = (∆A× 100 )/AN

b. Tổn thất điện năng trên máy biến áp.∆AMBA = τmax × ∆Pk,MBA + T × ∆P0,MBA

Trong đó : τmax : thời gian tổn thất công suất lớn nhất.∆Pk,MBA : thòi gian vận hành trong năm của máy biến áp.T : tổn thất có tải của máy biến áp, tính toán bằng phần mềm PSS/E∆P0,MBA : tổn thất không tải của máy biến áp, tra theo tài liệu của nhà sản xuất.

c. Tổn thất điện năng trên đường dây.∆AMBA = τmax × ∆Pd dẫn × Knhiệt độ + T × ∆Pvầng quang

∆Pd dẫn : tổn thất công suất của đường dây dẫn, tính toán bằng phần mềm PSS/E.T : thời gian vận hành trong năm của đường dây



∆Pvầng quang : tổn thất công suất của đường dây do vầng quang, tra theo tài liệu chuyên ngành.

d. Thời gian tổn thất công suất lớn nhất.

τmax = n× dtn : số ngày trong chu kỳ tính tổn thất điện năng.P(t) : biểu đồ công suất ngày điển hình của chu kỳ tính toán Pmax : công suất tác dụng cực đại trong biểu đồ công suất điển hình.

3. Trình tự tính toán tổn thất điện năng tương lai thông qua số liệu dự báo.a. Số liệu tính toán.Số liệu tính toán tổn thất bao gồm : Thông số kỹ thuật của các nhà máy điện đang vận hành. Các thay đổi liên quan đến nhà máy điện đang vận hành trong chu kỳ tính

toán. Tiến độ và thông số kỹ thuật của các nhà máy điện sẽ vào vận hành trong

chu kỳ tính toán. Thông số kỹ thuật của các trạm biến áp và đường dây đang vận hành. Các thay đổi liên quan đến trạm biến áp và đường dây trong chu kỳ tính

toán. Tiến độ và thông số kỹ thuật của các trạm biến áp và đường dây sẽ vào

vận hành trong chu kỳ tính toán. Ranh giới đo đếm điện năng. Dự báo phụ tải bao gồm điện năng, công suất tác dụng cực đại, biểu đồ

công suất ngày đêm điển hình của các tổng công ty Điện Lực và khách hàng sử dụng điện đấu nối trực tiếp vào lưới truyền tải tại các điểm đấu nối.

Kế hoạch huy động nguồn trong chu kỳ tính toán.b. Trình tự tính toán. Lập file tính toán chế độ xác lập bằng phần mềm PSS/E cho chế độ cực

đại của ngày điển hình trong chu kỳ tính toán. Tính tổn thất có tải của máy biến áp và tổn thất công suất của dây dẫn

bằng phần mềm PSS/E cho lưới truyền tải 500 KV và 220 KV trở xuống của các công ty truyền tải điện.

Tính tổn thất không tải của máy biến áp và tổn thất vầng quang của đường dây.

Tính thời gian tổn thất công suất lớn nhất τmax của lưới truyền tải 500 KV và 220 KV trở xuống của các công ty truyền tải.

Tính tổn thất điện năng không tải và có taire của máy biến áp.



Tính tổn thất điện năng của dây dẫn và tổn thất điện năng vầng quang của đường dây

Tính tổn thất điện năng trên lưới truyền tải 500 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia.

Tính tổn thất điện năng trên lưới truyền tải 220 KV trở xuống của các công ty truyền tải điện

Tính tổn thất điện năng trên 220 KV của tổng công ty truyền tải điện quốc gia

Tính tổn thất điện năng trên lưới truyền tải của tổng công ty truyền tải điện quốc gia (bao gồm cả lưới truyền tải 500 KV và 220 KV trở xuống).

Sản lượng điện giao - nhận qua các năm tại công ty truyền tải điện 1



Sản lượng điện giao - nhận tại công ty truyền tải điện 1 năm 2005


















Chương III

Kết LuậnĐược sự tận tình chỉ bảo của cô giáo hướng dẫn cũng như các cô chú, anh

chị trong công ty truyền tải điện 1, em đã hoàn thành bản báo cáo này, trong bản

báo cáo em đã trình bày về những khái niệm, phân loại và cách tính tổn thất điện

năng, bên cạnh đó là cách tính tổn thất lưới điện tại công ty truyền tải điện cũng

như 1 số tổn thất thực tế tại công ty và biện pháp khắc phục, dưới đây là ý kiến

riêng của em về vấn đề tổn thất điện năng, hy vọng các thầy cô tham gia ý kiến

đóng góp để em có thể hoàn thiện bài báo cáo.

Đề xuất giải pháp tổn thất điện năng tại công ty truyền tải điện 1:Việc giảm tổn thất trên lưới điện truyền tải chịu tác động của rất nhiều yếu tố và

đòi hỏi nhiều biện pháp đồng bộ. Các biện pháp quản lý, hành chính nhằm giảm

tổn thất thương mại cần thực hiện song song với các nỗ lực giảm tổn thất kỹ thuật.

Căn cứ của giải pháp.

Căn cứ thực trạng tổn thất điện năng của Công ty Truyền tải điện 1 hiện rất

cao năm 2010 là 2,18% so với chỉ tiêu giao là 2,19%.

Lộ trình giảm tổn thất của công ty Truyền tải điện 1 đến năm 2015 là 1,82%.

Mục tiêu của giải pháp :

Đảm bảo đạt chỉ tiêu tổn thất theo lộ trình tổn thất điện năng đến năm 2015

là 1,82%.

Giảm tỷ lệ điện năng do tổn thất kỹ thuật, tổn thất phi kỹ thuật.

Tăng lợi nhuận.

Nội dung của giải pháp

Có thể liệt kê các biện pháp chính giảm tổn thất kỹ thuật trong lưới điện truyền

tải như sau:



Tối ưu hóa các chế độ vận hành lưới điện.

Hạn chế vận hành không đối xứng.

Giảm chiều dài đường dây, cải tạo nâng tiết diện dây dẫn hoặc giảm bán kính

cấp điện của các trạm biến áp.

Lắp đặt hệ thống tụ bù công suất phản kháng đảm bảo hệ số công suất cosφ.

Tăng dung lượng các máy biến áp chịu tải nặng, quá tải, lựa chọn các máy biến

áp tỷ lệ tổn thất thất thấp, lõi thép làm bằng vật liệu thép tốt.

Một số các biện pháp kỹ thuật cần thực hiện trong giai đoạn thiết kế – quy

hoạch hoặc cải tạo, đầu tư xây dựng công trình. Tuy nhiên, các biện pháp kỹ

thuật áp dụng trong quá trình vận hành lại là các biện pháp thiết thực và hiệu

quả nhất và thường gặp nhiều khó khăn. Chẳng hạn, phụ tải có đặc điểm biến

động theo thời gian và tăng lên theo khu vực, do đó dung lượng thiết bị bù

công suất phản kháng tại các nút sẽ luôn thay đổi chứ không bất biến. Do vậy

cần phải xác định lại các vị trí lắp đặt và điều chỉnh lượng công suất bù trên

lưới điện khi cần thiết. Với vị trí lắp đặt và lượng công suất bù tối ưu, có thể

giảm từ 5% đến 20% mức tổn thất điện năng. Vận hành không đối xứng ảnh

hưởng đến tỷ lệ tổn thất nhưng việc xác định và phân tích các phương án vận

hành tìm ra phương án tối ưu rất khó khăn.

Ngoài việc giải quyết các vấn đề kỹ thuật như phân tích phân bố công suất

phản kháng, xác định các thành phần sóng hài, tính toán chế độ vận hành

không đối xứng, giải pháp phần mềm còn cho phép tính toán lập kế hoạch

giảm tổn thất trên cơ sở tối ứu hóa chế độ vận hành lưới điện. Kế hoạch giảm

tổn thất điện năng có thể được xây dựng từ nhiều phương án kỹ thuật và theo

lộ trình phân bổ theo thời gian. Kế hoạch cũng có thể thay đổi cập nhật phù

hợp với sự biến động của phụ tải hoặc nguồn điện cung cấp.

Với các chức năng kết hợp đánh giá và phân tích độ tin cậy vận hành của lưới

điện, phần mềm là công cụ hỗ trợ công tác thiết kế, quản lý vận hành hiện đại 42



đang được sử dụng trên thế giới. Các giải pháp như quản lý sự cố (OMS-

Outage Management System), ứng dụng nền bản đồ số (GIS) hay hết hợp với

hệ thống giám sát điều khiển và thu thập xử lý dữ liệu (SCADA - Supervisory

Control And Data Acquisition) đều có thể ứng dụng cùng với phần mềm. Nâng

cao năng lực thông qua các công cụ hiện đại và đồng bộ là một trong những

hướng đi tích cực nhằm đạt được mục tiêu về quản lý vận hành lưới điện

truyền tải. Giảm tổn thất điện năng sẽ vẫn là mục tiêu quan trọng của các công

ty truyền tải điện. Giải pháp phần mềm phân tích lưới điện truyền tải là một

công cụ mạnh đang được khai thác sử dụng rất hiệu quả tại nhiều công ty

truyền tải trên thế giới. Việc tiếp cận và làm chủ công nghệ là biện pháp hiệu

quả giúp nâng cao năng lực của các kỹ sư thiết kế và vận hành lưới điện.

Có thể liệt kê các biện pháp chính giảm tổn thất kinh doanh trong lưới điện

truyền tải như sau:

Nhằm hạn chế tổn thất, các đơn vị vận hành lưới điện thuộc Công ty Truyền tải

điện 1 đã thực hiện các giải pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp với từng khu

vực trên cơ sở kết hợp giữa các biện pháp quản lý với các biện pháp kỹ thuật

và các biện pháp kinh doanh. Công ty Truyền tải điện 1 cần chỉ đạo các đơn vị

thực hiện nhiều giải pháp quản lý kỹ thuật nhằm chống sự cố, nhất là sau các

hiện tượng thiên tai bất thường đối với các đường dây 500kV và 220kV để có

kế hoạch sửa chữa, ngăn ngừa nguy cơ sự cố. Tăng cường phối hợp trong công

tác vận hành, hạn chế dòng ngắn mạch trên lưới. Tăng cường công tác kiểm

tra, quản lý kỹ thuật, để xuất các giải pháp vận hành thiết bị bảo đảm an toàn,

đúng thông số kỹ thuật, vận hành hợp lý các giàn tụ bù, các nhà hợp bộ. Tiếp

tục theo dõi các chế độ vận hành các MBA đầy tải hoặc có hàm lượng khí cháy

cao để có kế hoạch xử lý.

Hiệu quả dự kiến của giải pháp.

Nâng cao chất lượng điện năng.43



Giảm thất thoát điện bất hợp pháp, tạo công bằng cho các khách hàng sử

dụng điện.

Tăng doanh thu, tăng lợi nhuận.

Hoàn thành chỉ tiêu tổn thất theo lộ trình.

Từng bước nâng cao đời sống CBCNV nhờ tăng lợi nhuận.


Documents

Báo cáo thực tập quản lý - Tổn thất điện năng tại công ty truyền tải điện PTC