NGHIÊN CỨU VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN … · trƢỜng ĐẠi hỌc ĐiỆn lỰc lÊ tẤn ĐẠt nghiÊn cỨu vÀ ĐỀ xuẤt giẢi phÁp giẢm

TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM

TRƢỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC

LÊ TẤN ĐẠT

NGHIÊN CỨU VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT

ĐIỆN NĂNG TRÊN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI – ÁP DỤNG TẠI

CÔNG TY ĐIỆN LỰC TÂY NINH

Chuyên ngành: Quản lý năng lƣợng

Mã số: 60340416

LUẬN VĂN THẠC SĨ QUẢN LÝ NĂNG LƢỢNG

Ngƣời hƣớng dẫn: TS Trƣơng Huy Hoàng

HÀ NỘI 2015

LỜI CẢM ƠN

Trƣớc tiên tôi xin đƣợc gửi lời cảm ơn đến tất cả các Quý Thầy/Cô đã giảng

dạy trong chƣơng trình cao học Quản lý năng lƣợng - trƣờng Đại học Điện lực,

những ngƣời đã truyền đạt cho tôi những kiến thức hữu ích về Quản lý năng lƣợng,

làm cơ sở cho tôi thực hiện luận văn này.

Tôi xin gửi lời cảm ơn sâu sắc tới TS Trƣơng Huy Hoàng đã tận tình hƣớng

dẫn, chỉ bảo, cho tôi nhiều kinh nghiệm trong thời gian thực hiện đề tài.

Tôi cũng xin chân thành cảm ơn các Thầy/Cô đang giảng dạy tại khoa Quản

lý năng lƣợng - trƣờng Đại học Điện lực, các đồng nghiệp của Công ty Điện lực Tây

Ninh đã giúp đỡ tôi trong việc trong quá trình thu thập dữ liệu, thông tin của luận

văn, đóng góp ý kiến và bổ sung những thiếu sót cho luận văn của tôi.

Sau cùng tôi xin gửi lời biết ơn sâu sắc đến gia đình đã luôn tạo điều kiện tốt

nhất cho tôi trong quá trình học cũng nhƣ thực hiện luận văn.

Do thời gian có hạn, kinh nghiệm nghiên cứu chƣa có nên 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 Trƣơng Huy Hoàng, tôi cũng xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ

cho việc thực hiện luận văn này đã đƣợc cám ơn và các thông tin trích dẫn trong

luận văn này đã đƣợc chỉ rõ nguồn gốc.

Tác giả

Lê Tấn Đạt

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT...................................7

DANH MỤC HÌNH ẢNH ....................................................................................8

DANH MỤC BẢNG BIỂU ..................................................................................9

MỞ ĐẦU ................................................................................................................10

1. Lý do chọn đề tài .............................................................................................10

2. Mục đích nghiên cứu của luận văn…...............................................................11

3. Phạm vi nghiên cứu .........................................................................................11

4. Đối tƣợng nghiên cứu …………......................................................................11

5. Phƣơng pháp nghiên cứu .................................................................................11

6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn………………………………………………..11

7. Những đóng góp mới của đề tài .....................................................................12

CHƢƠNG I: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG ....... 13

1.1 Khái niệm tổn thất điện năng………….........................................................13

1.1.1 Định nghĩa tổn thất điện năng.................................................................13

1.1.2 Các nguyên nhân gây ra tổn thất điện năng trên lƣới phân phối ............13

1.1.2.1 Tổn thất kỹ thuật……..........................................................................14

1.1.2.2 Tổn thất thƣơng mại….........................................................................16

1.2 Phƣơng pháp xác định tổn thất điện năng ....................................................17

1.2.1 Xác định TTĐN thực hiện qua hệ thống công tơ đo đếm……………...17

1.2.2 Xác định TTĐN của lƣới điện qua tính toán tổn thất kỹ thuật…………17

1.2.2.1 Xác định tổn thất trong máy biến áp ...................................................17

1.2.2.2 Xác định tổn thất trên đƣờng dây ........................................................20

1.2.3 Xác định tổn thất kỹ thuật và tổn thất thƣơng mại.………….…………25

1.3 Các yếu tố tác động đến TTĐN ……………………………....................... 26

1.4 Ý nghĩa của việc giảm tổn thất điện năng ................................................27

1.5 Các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lƣới điện phân phối ..............28

1.5.1 Các giải pháp giảm tổn thất điện năng khâu kỹ thuật, vận hành………28

1.5.2 Các giải pháp quản lý kinh doanh giảm tổn thất điện năng……………28

1.6 Tính toán và phân tích lƣới điện bằng phần mềm PSS/ADEPT

.........................................................................................................................28

1.6.1 Giới về phần mềm PSS/ADEPT .........................................................28

1.6.2 Các bƣớc triển khai thực hiện tính toán bằng phần mềm ...................29

1.6.3 Tính toán phân bố công suất……………………………....................30

1.6.3.1 Giới thiệu…………................................................................30

1.6.3.2 Mô hình máy điện…………… ..............................................31

1.6.4 Xác định vị trí bù tối ƣu…...……………………………....................33

TÓM TẮT CHƢƠNG I........................................................................................35

CHƢƠNG II. THỰC TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TẠI CÔNG TY

ĐIỆN LỰC TÂY NINH.................................................................................36

2.1 Khái quát về Công ty Điện lực Tây Ninh ........................................36

2.1.1 Giới thiệu chung về Công ty Điện lực Tây Ninh ...................................36

2.1.2 Cơ cấu tổ chức Công ty Điện lực Tây Ninh……………………............39

2.1.2.1 Giới thiệu chung về Công ty Điện lực Tây Ninh.……………............39

2.1.2.2 Quá trình hình thành và phát triển của Cty Điện lực Tây Ninh………40

2.1.2.3 Cơ cấu tổ chức của Cty Điện lực Tây Ninh…………………………..41

2.1.3 Kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh của PCTN.................................44

2.1.3.1 Mục tiêu…………………………………………................................45

2.1.3.2 Ngành nghề kinh doanh…………………………................................45

2.1.3.3 Kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh của PCTN 2010-2014……...45

2.1.3.4 Thành tích thi đua của PCTN trong những năm gần đây…….............47

2.1.3.5 Những thuận lợi, khó khăn của PCTN 2010-2014...............................48

2.2 Đặc điểm cung cấp điện của Công ty Điện lực Tây Ninh................49

2.2.1 Đặc điểm phụ tải……………………………………………………….49

2.2.2 Đặc điểm hệ thống cung cấp điện…………………………...................51

2.2.2.1 Nguồn điện 110kV và trạm điện 110/22kV…………….....................51

2.2.2.2 Lƣới điện trung hạ thế…………………………………......................52

2.3 Thực trạng tổn thất điện năng tại Công ty Điện lực Tây Ninh..53

2.3.1 Thực trạng .............................................................................................53

2.3.2 Đánh giá chung ......................................................................................54

2.3.3 Tổn thất kỹ thuật tính toán .....................................................................59

2.3.4 Tổn thất thƣơng mại ...............................................................................68

2.4 Tiềm năng giảm TTĐN tại Công ty Điện lực Tây Ninh……….70

TÓM TẮT CHƢƠNG II 72

CHƢƠNG III: CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TẠI

CÔNG TY ĐIỆN LỰC TÂY NINH………….............................................73

3.1 Các giải pháp kỹ thuật nhằm giảm tổn thất điện năng…….......................73

3.1.1 Cải tạo, hoàn thiện lƣới điện phân phối đúng tiêu chuẩn kỹ thuật……..73

3.1.2 Công tác quản lý kỹ thuật, quản lý vận hành……………………...…...75

3.1.3 Cải tạo lƣới điện trung trung áp trục chính tuyến 480TH.......................76

3.1.4 Giải pháp lắp đặt tụ bù trên các xuất tuyến phân phối ...........................79

3.1.5 Sửa chữa cải tạo lƣới hạ thế có tổn thất điện năng cao trên 15%............84

3.2 Giải pháp tổ chức quản lý…………….……………........................86

3.2.1 Nâng cao chất lƣợng trong công tác quản lý vận hành...........................86

3.2.2 Các giải pháp giảm tổn thất điện năng khâu kinh doanh ……………..86

3.2.3 Nâng cao chất lƣợng công tác dịch vụ khách hàng ..............................88

3.3 ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CÁC GIẢI PHÁ…………………...........89

3.3.1 Phƣơng pháp phân tích hiệu quả kinh tế ...............................................89

3.3.2 Hiệu quả việc áp dụng giải pháp kỹ thuật giảm TTĐN……………….90

TÓM TẮT CHƢƠNG 3.............................................................................95

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .......................................................................95

1. Kết luận ........................................................................................................96

1.1 Những kết quả đã đạt đƣợc ......................................................................96

1.2 Hạn chế của luận văn ...............................................................................98

2. KIẾN NGHỊ.....................................................................................98

TÀI LIỆU THAM KHẢO ..........................................................................100

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

HTĐ: Hệ thống điện

SXKD: Sản xuất kinh doanh

MBA: Máy biến áp.

TTĐN: Tổn thất điện năng.

TP: Thành phố

PCTN: Công ty Điện lực Tây Ninh

PSS/ADEPT: Power System Simulato/Advanced Distribution Engineering

Productivity Tool

CAPO: Tối ƣu hóa vị trí đặt tụ điện cố định và điều chỉnh

8

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 1.1: Nguyên nhân tổn thất điện năng…………………………………13

Hình 1.2: Sơ đồ thay thế MBA hai cuộn dây ................................................18

Hình 1.3: Sơ đồ thay thế MBA hai cuộn dây khi điện áp ≤ 220kV ..............19

Hình 1.4: Sơ đồ thay thế đƣờng dây hình Π..................................................21

Hình 1.5: Sơ đồ thay thế đƣờng dây lƣới điện phân phối .............................22

Hình 1.6: Sơ đồ thay thế hai đoạn đƣờng dây và hai phụ tải ........................22

Hình 1.7 Các bƣớc triển khai thực hiện tính toán phần mềm .......................30

Hình 2.1 Sơ đồ hành chính tỉnh Tây Ninh……………………….................37

Hình 2.2 Sơ đồ tổ chức Cty Điện lực Tây Ninh…………………................43

Hình 2.3 Biểu đồ sản lƣợng điện của Cty Điện lực Tây Ninh……………..46

Hình 2.4 Biểu đồ phản ánh cơ cấu điện thƣơng phẩm của PCTN ................55

Hình 2.5 Biểu đồ phản ánh TTĐN của PCTN 2010-2014.............................57

Hình 2.6 Biểu đồ tổn thất điện năng theo quý của PCTN.............................59

Hình 2.7: Sơ đồ đơn tuyến lƣới điện tuyến 476SD, huyện Châu

Thành……………………………………………………………................60

Hình 2.8: Dòng điện tại lộ ra tuyến 476SD lúc 23h-5h mô phỏng trên

PSS/ADEPT..................................................................................................62


PSS/ADEPT..................................................................................................63


PSS/ADEPT...................................................................................................63


PSS/ADEPT...................................................................................................63

Hình 2.12: Dòng điện lớn nhất tại lộ ra tuyến 476SD mô phỏng trên

PSS/ADEPT………………………………………………………………...64

Hình 3.1 Mô tả dòng tiền của giải pháp.........................................................93

9

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1: Nhóm phụ tải …............................................................................33

Bảng 2.1: Tổng hợp doanh thu, thƣơng phẩm, GBBQ năm 2010-2014……46

Bảng 2.2: Thống kê khối lƣợng đƣờng dây và trạm PCTN quản lý..............46

Bảng 2.3: Một số chỉ tiêu SXKD đạt đƣợc trong giai đoạn 2010-2014…….47

Bảng 2.4: Thƣơng phẩm theo 5 thành phần phụ tải ………………………..50

Bảng 2.5: Cơ cấu thành phần phụ tải PCTN năm 2010-2014………………54

Bảng 2.6: Tình hình thực tế TTĐN của PCTN năm 2010-2014……………57

Bảng 2.7: Tình hình thực tế TTĐN của các Điện lực trực thuộc…………...58

Bảng 2.8: Tổng điện năng nhận, thƣơng phẩm, tổn thất lƣới hạ áp……………...58

Bảng 2.9: Các thông số kỹ thuật chi tiết tuyến 476SD..................................61

Bảng 2.10: Dòng điện trung bình năm tuyến tuyến 476SD……...................61

Bảng 2.11 So sánh kết quả tổn thất tính toán và thực tế …………..............67

Bảng 3.1 Thông số tuyến 480TH sau khi thay dây dẫn đƣờng trục ……….76

Bảng 3.2: Kết quả tính toán TTĐN tuyến 480TH sau khi thay dây dẫn...... 79

Bảng 3.3 So sánh đặc tính kinh tế- kỹ thuật của máy bù và tụ tù ................81

Bảng 3.4: Kết quả tính toán bù công suất phản kháng 476SD......................82

Bảng 3.5: Kết quả tính toán TTĐN sau khi lắp bù ở các phát tuyến 22kV..83

Bảng 3.6: Thống kê tổn thất điện năng lƣới hạ thế trên hệ thống CMIS…..84

Bảng 3.7: Thống kê các trạm có tổn thất điện năng lƣới hạ thế trên 15%....85

Bảng 3.8: TTĐN các trạm trên 15% sau khi cải tạo sửa chữa lƣới hạ thế…85

Bảng 3.9: Kết quả tính toán tổng chi phí đầu tƣ thay dây dẫn 480TH, lắp bù

ở các phát tuyến và sửa chữa lƣới hạ thế ……..............................................90

Bảng 3.10: Sản lƣợng điện năng mất do không phát triển đƣợc phụ tải

480TH………………………………………………………………………91

Bảng 3.11: Chi phí phát sinh mua điện dầu nguồn……………....................92

Bảng 3.12 Dòng tiền dự án…………………………………………………93

Bảng 3.13 Kết quả tính toán lợi nhuận quy về hiện tại (NPV).....................94

10

LỜI NÓI ĐẦU

1. Lý do chọn đề tài

Điện năng là một loại sản phẩm có vị trí hết sức quan trọng trong nền kinh tế

quốc dân. Vị trí quan trọng đó thể hiện ở chỗ: điện năng là năng lƣợng đầu vào của

hầu hết các ngành kinh tế quốc dân, điện năng là năng lƣợng đƣợc sử dụng nhiều

nhất so với các dạng năng lƣợng khác trong lĩnh vực sản xuất, là nguồn cung cấp

năng lƣợng chủ yếu trong quá trình sản xuất để thực hiện nhiều phƣơng pháp công

nghệ khác nhau trong quá trình chế tạo sản phẩm và các hoạt động dịch vụ khác.

Tổn thất điện năng dƣờng nhƣ đang là mối quan tâm hàng đầu, nỗi trăn trở của

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nói chung, Tổng Công ty Điện lực miền Nam

(EVN SPC) và Công ty Điện lực Tây Ninh (PCTN) nói riêng. Đối với một doanh

nghiệp hoạt động sản xuất kinh doanh điện năng nhƣ PCTN thì việc tiết kiệm điện

năng và giảm tổng chi phí sản xuất thông qua việc giảm tỷ lệ tổn thất điện năng là

một nhiệm vụ quan trọng.

Trong quá trình kinh doanh, truyền tải và phân phối điện năng luôn tồn tại hai

loại tổn thất chính đó là: Tổn thất kỹ thuật và tổn thất thƣơng mại. Nếu nhƣ tổn thất

kỹ thuật là tất yếu (tỷ lệ điện dùng để phân phối điện) thì tổn thất thƣơng mại theo

lý thuyết có thể giảm tới con số không. Giảm tổn thất điện năng cần gắn chặt với

công tác kinh doanh, vận hành, đầu tƣ xây dựng và cải tạo lƣới điện. Vì vậy, hàng

năm PCTN đều có những kế hoạch và chƣơng trình giảm tổn thất điện năng.

Đã có rất nhiều công trình nghiên cứu về vấn đề giảm tổn thất điện năng tại

các Công ty Điện lực nói chung, nhƣng chƣa có công trình nào đi sâu nghiên cứu,

phân tích về việc làm thế nào để giảm tổn thất điện năng tại PCTN nói riêng. Vì vậy

yêu cầu làm rõ cơ sở lý luận và thực tiễn đối với tổn thất điện năng và các giải pháp

giảm tổn thất điện năng tại PCTN trở nên cấp bách, tạo cơ sở để PCTN thực hiện tốt

chức năng nhiệm vụ của mình trong nền kinh tế thị trƣờng. Do đó đề tài “Nghiên

cứu và đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lƣới điện phân phối – áp

dụng tại Công ty Điện lực Tây Ninh” đƣợc em chọn nghiên cứu làm luận văn thạc

11

sĩ Quản lý năng lƣợng nhằm đƣa ra những giải pháp giảm tổn thất điện năng có tính

khả thi tại PCTN.

2. Mục đích nghiên cứu của luận văn

Mục tiêu chính của đề tài là nghiên cứu đề xuất các giải pháp giảm tổn thất

điện năng của PCTN, cụ thể các giải pháp kỹ thuật, các giải pháp quản lý nhằm thực

hiện giảm tổn thất điện năng tại Công ty.

3. Phạm vi nghiên cứu

Công tác giảm tổn thất điện năng của PCTN, nghiên cứu thu thập số liệu

thực tế để tính toán các chỉ tiêu liên quan đến tổn thất điện năng để từ đó đề xuất các

giải pháp giảm tổn thất điện năng một cách hiệu quả.

4. Đối tƣợng nghiên cứu

Nghiên cứu, tính toán đề xuất các biện pháp giảm tổn thất điện năng tại

PCTN và một số đơn vị liên quan.

5. Phƣơng pháp nghiên cứu

- Nghiên cứu các vấn đề lý luận có liên quan đến phân tích hiệu quả hoạt

động kinh doanh, từ đó vận dụng để phân tích thực trạng hoạt động sản xuất kinh

doanh tại PCTN.

- Nghiên cứu thực trạng lƣới điện và phụ tải của PCTN để xác định các tổn

thất điện năng.

- Phân tích đánh giá những điểm mạnh và điểm yếu của đơn vị để đƣa ra các

giải pháp khả thi nhằm nâng cao hiệu quả hoạt động sản xuất kinh doanh tại PCTN.

- Sử dụng phần mềm CMIS và PSS/ADEPT để phân tích tổn thất từ đó đƣa

ra các giải pháp làm giảm tổn thất điện năng của Công ty.

6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

Việc nghiên cứu và đề xuất các biện pháp giảm tổn thất điện năng trên lƣới

điện phân phối giúp cho ngành điện chủ động đƣợc kế hoạch thực hiện phát triển

nguồn và lƣới điện để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện của các phụ tải điện, không

ngừng nâng cấp, cải tạo và mở rộng lƣới điện hiện có, đề ra những biện pháp,

12

phƣơng thức vận hành hợp lý để nâng cao chất lƣợng điện năng, khai thác lƣới điện

hiệu quả, giảm tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải và phân phối đến mức

thấp nhất để có thể đáp ứng ngày càng tốt hơn những đòi hỏi về chất lƣợng điện

năng đồng thời tiết kiệm chi phí đầu tƣ, sản xuất, truyền tải và phân phối điện.

7. Những đóng góp mới của đề tài

Đã thu thập, khảo sát hiện trạng tổn thất trên lƣới điện phân phối tỉnh Tây

Ninh; đã phân tích tổng hợp dữ liệu thu đƣợc phục vụ cho tính toán tổn thất điện

năng trên lƣới bằng phần mềm PSS/ADEPT.

Đã xây dựng đƣợc sơ đồ tính toán cơ bản và bộ dữ liệu đầu vào cần thiết cho

phép tính toán tổn thất kỹ thuật lƣới điện phân phối tỉnh Tây Ninh với kết quả chính

xác và thời gian tính toán nhanh;

Trên cơ sở kết quả tính toán thu đƣợc đã xác định đƣợc vị trí đặt bù tối ƣu

với các dung lƣợng bù cho trƣớc.

13

CHƢƠNG I: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

1.1 Khái niệm tổn thất điện năng

1.1.1 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 đƣợc tính bằng hiệu số của điện sản xuất ra và điện tiêu thụ (điện thƣơng

phẩm). Tỷ lệ tổn thất là số % của điện tổn thất so với điện sản xuất.

Tổn thất điện năng trên lƣới điện là lƣợng 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 lƣới điện truyền tải, lƣới điện phân phối tới các hộ tiêu thụ điện.

Tổn thất điện năng còn đƣợc 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, lƣợng điện truyền

tải, khả năng phân phối và vai trò của công tác quản lý.

1.1.2 Các nguyên nhân gây ra TTĐN trên lƣới phân phối

Các nguyên nhân gây ra tổn thất điện năng đƣợc minh hoạ qua sơ đồ:

Sơ đồ 1.1. Nguyên nhân tổn thất điện năng

Tổn thất điện năng


trong quá trình sản

xuất


trong quá trình truyền

tải và phân phối


trong quá trình

tiêu thụ

Tổn thất

Thƣơng mại

Tổn thất

Kỹ thuật

14

Tổn thất điện năng trong quá trình tuyền tải và phân phối điện đƣợc chia làm

hai nguyên nhân nhƣ sau:

1.1.2.1 Tổn thất kỹ thuật

Điện năng đƣợc sản xuất ra từ các nhà máy điện, muốn tải đến các hộ tiêu

thụ điện phải qua hệ thống lƣới điện cao áp, trung áp, xuống hạ áp (hệ thống bao

gồm các máy biến áp, đƣờng dây và các thiết bị điện khác). Trong quá trình truyền

tải, dòng điện tiêu hao một lƣợng nhất định khi qua máy biến áp, qua điện trở dây

dẫn và mối nối tiếp xúc làm phát nóng dây, qua các thiết bị điện, thiết bị đo lƣờng,

công tơ điện... gây tổn thất điện năng. Chƣa kể đƣờng dây dẫn điện mang điện áp

cao từ 110 kV trở lên còn có tổn thất vầng quang; dòng điện qua cáp ngầm và tụ

điện còn tổn thất do điện môi. Vì thế mà tổn thất điện năng còn đƣợc định nghĩa là

điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện. Đó chính là tổn thất điện năng kỹ

thuật và xảy ra tất yếu trong quá trình truyền tải điện từ nhà máy phát qua hệ thống

lƣới điện cao hạ áp đến các hộ sử dụng điện.

Tổn thất kỹ thuật trong mạng lƣới điện đặc biệt quan trọng bởi vì nó dẫn tới

tăng vốn đầu tƣ để sản xuất và truyền tải điện năng cũng nhƣ chi phí về nhiên liệu.

Tổn thất kỹ thuật đƣợc xác định theo các thông số chế độ và các thông số trong

phần tử mạng lƣới điện.

Tổn thất kỹ thuật bao gồm: tổn thất công suất tác dụng và tổn thất công suất

phản kháng. Tổn thất công suất phản kháng do từ thông rò, gây từ trong các máy

biến áp và cảm kháng trên đƣờng dây. Tổn thất công suất phản kháng chỉ làm lệch

góc và ít ảnh hƣởng đến tổn thất điện năng. Tổn thất công suất tác dụng có ảnh

hƣởng đáng kể đến tổn thất điện năng.

Việc tính toán tổn thất điện năng thông thƣờng thực hiện theo phƣơng pháp

dòng điện đẳng trị phụ thuộc vào đồ thị phụ tải hoặc theo thời gian sử dụng công

suất lớn nhất. Tổn thất công suất tác dụng bao gồm tổn thất sắt do dòng điện

Foucault trong lõi thép và tổn thất đồng do hiệu ứng Joule trong máy biến áp.

15

- Tổn thất điện năng do đốt nóng các dây dẫn trong mạng điện. Lƣợng tổn

thất điện năng có thể tính toán đƣợc một cách tƣơng đối chính xác thông qua công

thức sau:

22 3 3

2

.3 . . .10 . .10m

dd

S P lA I R

U s (kWh)

Trong đó:

ddA : Tổn thất điện năng do đốt nóng các dây dẫn trong mạng điện (kWh).

I=U

Sm

.3: Dòng điện chạy trên đƣờng dây khi phụ tải là cực đại (A).

mS : Công suất cực đại truyền tải trên đƣờng dây (KVA).

U: Điện áp định mức của mạng lƣới điện (KV).

R=s

l.: Điện trở của đƣờng dây ( );

: Điện trở suất của đƣờng dây (mm2/km).

l: Chiều dài của đƣờng dây (km).

s: Tiết diện của đƣờng dây (mm2).

: Thời gian chịu công suất lớn nhất (h).

- Tổn thất điện năng trong máy biến áp. Lƣợng tổn thất điện năng này đƣợc

xác định nhƣ sau:

∆ABA = ∆Po . t + ∆PN . .

2

max

đm

pt

S

S τ (kWh)

BAA : Tổn thất điện năng trong các máy biến áp (kWh).

0P : Tổn thất công suất khi không tải của máy biến áp (kW).

NP : Tổn thất công suất khi ngắn mạch của máy biến áp (kW).

maxptS : Công suất cực đại của phụ tải (kVA).

dmS : Công suất định mức của máy biến áp (kVA).

t: Thời gian tính tổn thất điện năng (h).

16

: Thời gian chịu tổn thất công suất lớn nhất (h).

- Tổn thất khác bao gồm nhƣ (tiếp xúc, rò điện, …) ký hiệu là khA .

Các loại tổn thất này có các nguyên nhân chủ yếu nhƣ sau:

Đƣờng dây phân phối quá dài, bán kính cấp điện lớn;

Tiết diện dây dẫn quá nhỏ, đƣờng dây bị xuống cấp, không đƣợc cải tạo

nâng cấp;

Máy biến áp phân phối thƣờng xuyên mang tải nặng hoặc quá tải;

Máy biến áp là loại có tỷ lệ tổn thất cao hoặc vật liệu lõi từ không tốt dẫn

đến sau một thời gian tổn thất tăng lên;

Vận hành không đối xứng liên tục dẫn đến tăng tổn thất trên MBA;

Nhiều thành phần sóng hài của các phụ tải công nghiệp tác động vào các

cuộn dây máy biến áp làm tăng tổn thất;

Vận hành với hệ số cosφ thấp do thiếu công suất phản kháng.

Tổn thất kỹ thuật là một yếu tố khách quan, chỉ có thể giảm thiểu đƣợc tổn

thất kỹ thuật chứ không thể loại bỏ đƣợc chúng hoàn toàn. Mức độ tổn thất điện

năng kỹ thuật lớn hay nhỏ tuỳ thuộc vào cấu trúc lƣới điện, chất lƣợng thiết bị, chất

lƣợng đƣờng dây tải điện và phƣơng thức vận hành hệ thống điện.

1.1.2.2 Tổn thất thƣơng mại

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

trạng vi phạm sử dụng điện nhƣ: lấy cắp điện dƣới nhiều hình thức (câu móc trực

tiếp, làm sai lệch hệ thống đo đếm điện năng, gây hƣ hỏng, chết cháy công tơ, các

thiết bị đo lƣờng, ...). Do chủ quan của đơn vị quản lý khi TU mất pha, TI quá tải,

suy giảm tỷ số biến, công tơ chết cháy không xử lý, thay thế kịp thời, sự không

hoàn thiện kín hóa của hệ thống đo đếm. Sai số của các thiết bị dùng để đo đếm

điện năng, công tác quản lý còn sơ hở dẫn đến thất thu tiền điện, khách hàng còn vi

phạm quy chế sử dụng điện.

Tổn thất thƣơng mại phản ánh trình độ quản lý của doanh nghiệp sản xuất

kinh doanh điện, trình độ quản lý càng cao thì tổn thất thƣơng mại càng thấp. Mục

17

tiêu của các doanh nghiệp này là phấn đấu đƣa tổn thất thƣơng mại về gần bằng

không.

1.2 Phƣơng pháp xác định 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 ngƣời 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.

1.2.1 Xác định TTĐN thực hiện qua hệ thống công tơ đo đếm

Các đơn vị thu thập số liệu điện năng nhận vào lƣới và điện năng giao đi từ

lƣới điện. Tính toán TTĐN thực hiện:

A = AN – AG (1.1)

Trong đó:

- A: là tổn thất điện năng trên lƣới điện đang xét (kWh).

- AN: là tổng điện nhận vào lƣới điện (kWh).

- AG: là tổng điện giao đi vào lƣới điện (kWh).

Tỉ lệ TTĐN A:

A = %100

NA

A

1.2.2 Xác định TTĐN của lƣới điện qua tính toán tổn thất kỹ thuật

1.2.2.1 Xác định tổn thất trong máy biến áp

a. Tổn thất công suất trong MBA: Ngoài các thông số định mức của máy

biến áp: công suất định mức Sđm, điện áp định mức của 2 cuộn dây U1đm và U2đm còn

có các thông số: Tổn thất không tải Po, tổn thất công suất tác dụng khi ngắn mạch

PN , dòng điện không tải phần trăm so với dòng điện định mức Io, điện áp ngắn

mạch phần trăm so với điện áp UN. Máy biến áp hai cuộn dây đƣợc

thay thế bằng sơ đồ hình ⌈với các tham số Rb, Xb, Gb, Bb (hình 1.2).

Theo cấu trúc sơ đồ hình 1.2 ta có: (1.2) Zb = Rb+jXb và Yb = Gb+jBb

18

Rb jXb

Hình 1.2: Sơ đồ thay thế MBA hai cuộn dây

Trong đó: Rb: Tổng trở cuộn dây sơ cấp và thứ cấp đã quy đổi về phía cao áp;

(1.3)

Xb : Điện kháng của máy biến áp hai cuộn dây:

(1.4)

Gb: Điện dẫn tác dụng của MBA hai cuộn dây

(1.5)

Bb: Điện dẫn phản kháng của MBA hai cuộn dây

(1.6)

Khi điện áp định mức của lƣới ≤ 220kV thành phần điện dẫn và điện kháng không

xét đến do có giá trị không đáng kể. Do đó có thể dùng sơ đồ thay thế MBA hai

cuộn dây nhƣ hình 1.2.

Tổn thất trong MBA đƣợc chia ra tổn thất không phụ thuộc tải (tổn thất

trong lõi thép) và tổn thất phụ thuộc tải (tổn thất của cuộn dây).

Gb

- jBb

19

∆S= + (1.7)

Khi đó tổn thất không tải MBA hay tổn thất trong lõi thép là S0. Tổn thất

không tải không phụ thuộc vào công suất tải qua MBA, nó chỉ phụ thuộc vào cấu

tạo của MBA.

Hình 1.3: Sơ đồ thay thế MBA hai cuộn dây khi điện áp ≤ 220kV

Tổn thất không tải đƣợc xác định theo các số liệu kỹ thuật của MBA:

S0 =P0 + j Q0 (kVA) (1.8)

Trong đó: P0 - Tổn thất công suất tác dụng không tải (theo số liệu nhà sản

xuất); Q0 - Tổn thất công suất phản kháng không tải.

I0 là dòng điện không tải tính theo phần trăm.

Thành phần tổn thất phụ thuộc vào công suất tải qua MBA hai cuộn dây hay

còn gọi là tổn đồng đƣợc xác định nhƣ sau:

(1.9)

(1.11)

Rb jXb

So = Po + jQo

20

Trong đó: S là công suất tải của MBA đơn vị là VA, kVA, MVA; Sđm là

công suất định mức của MBA và PN là tổn thất ngắn mạch.

Vậy tổng tổn thất công suất trong máy biến áp là:

b. Tổn thất điện năng trong MBA hai cuộn dây: Tƣơng tự nhƣ tổn thất công

suất trong MBA thì tổn thất điện năng trong MBA cũng gồm hai thành phần: Phần

không phụ thuộc vào tải xác định theo thời gian làm việc của MBA và phần phụ

thuộc vào tải, xác định theo đồ thị phụ tải. Tổn thất điện năng 1 năm trong MBA

tính theo công thức sau:

Trong đó: Tb là thời gian vận hành trong năm của MBA ≈ 8760 h; Smax là

phụ tải cực đại của MBA.

= ( 0,124 + Tmax.10-4

)2.8760 ( giờ)

1.2.2.2 Xác định tổn thất trên đƣờng dây

Trƣớc hết cần lựa chọn sơ đồ thay thế của một lƣới điện và tính toán các

thông số của chúng. Sau đó lắp các sơ đồ thay thế của từng phần tử theo đúng trình

tự mà các phần tử đƣợc nối vào nhau trong lƣới và quy đổi các thông số của sơ đồ

thay thế về cùng cấp điện áp. Các thông số của đƣờng dây: điện trở, điện kháng,

điện dẫn và dung dẫn hầu nhƣ phân bố dọc theo đƣờng dây.

Trong tính toán đối với những đƣờng dây có chiều dài ≤ 300km có thể dùng

thông số tập trung. Khi đó sơ đồ thay thế đƣờng dây nhƣ hình 1.3. Trong đó: Tổng

trở tập trung Z = R + jX và R, X lần lƣợt là điện trở và điện kháng của đƣờng dây.

Tổng dẫn

21

Tổng dẫn Y thể hiện sự có mặt của thành phần điện dẫn tác dụng G do tổn

thất công suất tác dụng rò qua sứ và tổn thất vầng quang, đồng thời cũng thể hiện sự

có mặt của thành phần phản kháng (dung dẫn B) do điện dung giữa dây dẫn các pha

và đất.

Hình 1.4: Sơ đồ thay thế đƣờng dây hình ℿ

Truyền tải điện năng trong các mạng phân phối đƣợc thực hiện bằng các

đƣờng dây trên không và đƣờng dây cáp. Mạng điện phân phối thƣờng vận hành hở

và có điện áp ≤ 35kV. Ở lƣới điện phân phối khi phân tích và tính toán chế độ

thƣờng không tính:

(1) Tổng dẫn Y của đƣờng dây;

(2) Thành phần ngang của điện áp giáng;

(3) Tổn thất công suất khi xác định các dòng công suất.

(4) Sự khác nhau của điện áp nút khi xác định tổn thất công suất

và điện áp trong mạng. Khi đó, sơ đồ thay thế đối với lƣới điện phận phối

(điện áp ≤ 35kV) nhƣ hình 1.5

U1 Rn Xn U2

In

22

Hình 1.5: Sơ đồ thay thế đƣờng dây lƣới điện phân phối

Xét mạng phân phối có sơ đồ thay thế nhƣ hình 1.6

S2 S3

Hình 1.6: Sơ đồ thay thế hai đoạn đƣờng dây và hai phụ tải

Biết công suất các phụ tải , , tổng trở các đoạn đƣờng dây

, , điện áp đầu đƣờng dây .

Công suất chạy trên các đoạn đƣờng dây đƣợc xác định nhƣ sau:

S23 = S3, S12 = S2 + S3 (1.15)

Đồng thời công suất tác dụng và công suất phản kháng chạy trên các đoạn

đƣờng dây bằng:

P23 = P3, P12 = P2 + P3

Q23 = Q3, Q12 = Q2 + Q3 (1.16)

Khi đó tổn thất công suất, tổn thất điện áp, tổn thất điện năng đƣợc xác định

nhƣ sau:

a. Tổn thất công suất trên đƣờng dây: Tổn thất công suất trên đƣờng dây với

hai phụ tải có sơ đồ thay thế nhƣ hình 2.5 đƣợc xác định bởi công thức:

(1.17)

Trong đó: Z12 và Z23 lần lƣợt là tổng trở trên các đoạn đƣờng dây từ 1÷2 và

2÷3 đƣợc xác định theo công thức (1.18) và (1.19)

Z12 = R12 + jX12(Ω)

R12 = r012 x L12(Ω)

X12 = x012 x L12(Ω)

(1.18)

23

Z23 = R23 + jX23(Ω)

R23 = r023 x L23(Ω)

X23 = x023 x L23(Ω)

(1.19)

r012, r023 lần lƣợt là điện trở đơn vị của đƣờng dây 1÷2, 2÷3 (Ω/km)

x012, x023 lần lƣợt là điện kháng đơn vị của đƣờng dây 1÷2, 2÷3 (Ω/km)

L12, L23 lần lƣợt là chiều dài đoạn đƣờng dây 1÷2, 2÷3 (km)

Tổn thất công suất trên đƣờng dây có n phụ tải đƣợc xác định bởi công thức

(1.18)

S⅀= S1 + S2 + S3 + ...... + S (1.20)

b. Tổn thất điện áp trên đƣờng dây: Xét sơ đồ thay thế đƣờng dây nhƣ hình

1.6, ta có: Tổn thất điện áp trên đoạn đƣờng dây 23 là

Tổn thất điện áp trên đoạn đƣờng dây 12 là

Tổn thất điện áp trong mạng điện hình 1.5 bằng

23 23 23 2312 12 12 1212 23 (1.24)

dm dm

P R Q XP R Q XU U U

U U

Trƣờng hợp tổng quát: tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện

24

Ở đây: U - tổn thất điện áp trên đoạn thứ i; m l- số lƣợng đoạn đƣờng dây;

Pi, Qi - công suất tác dụng và công suất phản kháng trên đoạn dây thứ i và Ri, Xi là

điện trở và điện kháng trên đoạn dây thứ i.

c. Tổn thất điện năng trên đƣờng dây: Phần điện năng bị mất đi trong quá

trình truyền tải gọi là tổn thất điện năng. Trị số tổn thất điện năng trong bất kỳ một

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, 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.t

Nhƣng thực tế phụ tải đƣờng dây của mạng điện luôn luôn thay đổi theo thời

gian, vì vậy dùng phƣơng pháp tích phân để tính toán tổn thất điện năng:

(1.26)

Thông thƣờng P là một hàm số phúc tạp của thời gian t, rất khó tính toán,

biểu thức (1.26) chỉ mang tính lý thuyết. Do đó, ngƣời ta phải dùng các phƣơng

pháp khác nhau nhƣ: xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải, xác định tổn

thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất ....

Trong nội dung đề tài trình bày và áp dụng phƣơng pháp xác định tổn thất

điện năng theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất. Đây là phƣơng pháp đơn giản

thuận tiện nhất. Trong các trạng thái, ta chọn trạng thái có tổn thất công suất lớn

nhất, và ta tính tổn thất công suất ở trạng thái này gọi là Pmax.

Vậy tổn thất điện năng trong một năm bằng tích số của Pmax với thời gian

tổn thất công suất lớn nhất :

A = Pmax. (1.27)

25

Thời gian tổn thất công suất lớn nhất là thời gian mà trong đó nếu mạng điện

liên tục tải với công suất Pmax (hay Imax) thì sẽ gây ra một tổn thất điện năng trong

mạng điện vừa đúng bằng tổn thất điện năng trên thực tế.

Trƣờng hợp đƣờng dây cấp điện cho phụ tải thì thời gian tổn thất công suất

lớn nhất đƣợc tính toán thống kê theo Tmax theo công thức:

= (0,124 + Tmax.10-4

)2.8760 ( giờ) (1.28)

Ý nghĩa của rất rõ ràng, nếu dòng điện lƣới Imax Const thì thời gian nó

gây ra tổn thất đúng bằng tổn thất điện năng do dòng điện thực tế gây ra trong thời

gian một năm.

Điện năng phụ tải tiêu thụ trong một năm bằng:

max max 1 1 2 2

1

...n

i i i i

i

A P xT Px t P x t Px t Px t

Trong đó: Pmax: là công suất tiêu thụ lớn nhất; Tmax: là thời gian sử dụng công

suất lớn nhất, là thời gian mà trong đó nếu tất cả các hộ dùng điện đều sử dụng công

suất lớn nhất Pmax thì năng lƣợng điện truyền tải trong mạng điện sẽ vừa đúng bằng

năng lƣợng điện thực tế đƣợc truyền tải trong mạng điện sau thời gian vận hành t.

1.2.3 Xác định tổn thất kỹ thuật và tổn thất thƣơng mại

Việc xác định tổn thất điện năng (nhận dạng tổn thất điện năng) theo từng cấp

điện áp, từng khu vực lƣới điện, từng xuất tuyến trung áp, từng trạm biến áp công

cộng.

Nhận dạng TTĐN của lƣới điện do đơn vị quản lý đƣợc thực hiện dựa vào kết

quả tính toán TTĐN thực hiện qua đo đếm và TTĐN kỹ thuật qua tính toán. Đơn vị

Điện lực thực hiện đánh giá mức độ cao, thấp của TTĐN từng cấp điện áp (cao áp,

trung áp, hạ áp), từng khu vực lƣới điện, từng xuất tuyến trung áp, từng trạm biến

áp công cộng. So sánh giữa TTĐN kỹ thuật qua tính toán với kết quả tính toán

TTĐN qua đo đếm để nhận dạng tổn thất (tổn thất kỹ thuật hay tổn thất phi kỹ

thuật), từ đó tìm ra nguyên nhân gây ra tổn thất và đề ra đƣợc các biện pháp giảm

26

TTĐN tập trung vào đúng khu vực, đúng cấp điện áp, đúng xuất tuyến, trúng trạm

biến áp có TTĐN cao.

Để thực hiện đƣợc việc nhận dạng trên đây, đơn vị phải:

- Xác định phụ tải đúng đƣờng dây, khu vực (các sector).

- Lắp đặt công tơ tổng cho từng xuất tuyến trung áp, từng trạm biến áp công

cộng.

- Lắp đủ các công tơ ranh giới để phân vùng quản lý và tính toán TTĐN qua

đó đảm bảo thống kê theo dõi TTĐN của từng TBA, từng xuất tuyến, từng khu vực.

- Thu thập đủ thông số và thực hiện tính toán TTĐN kỹ thuật cho từng cấp

điện áp, từng xuất tuyến và từng TBA công cộng

1.3 Các yếu tố tác động đến tổn thất điện năng

1.3.1 Yếu tố công nghệ

Tổn thất kỹ thuật ảnh hƣởng bởi các yếu tố về kỹ thuật công nghệ. Tổn thất

kỹ thuật chính là lƣợng điện năng tiêu tốn để phục vụ cho quá trình truyền tải điện

năng. Mức độ hiện đại, trình độ kỹ thuật, tính đồng bộ, hợp lý của hệ thống truyền

tải, phân phối càng cao thì tổn thất kỹ thuật càng nhỏ và ngƣợc lại. Do đó, nếu

công nghệ của thiết bị càng tiên tiến, thì sự cố càng ít xảy ra, và có thể tự ngắt khi

sự cố, dẫn đến lƣợng điện hao tổn càng ít.

Sự lạc hậu về thiết bị, công nghệ, lƣới điện chắp vá, chƣa đồng bộ hoàn

chỉnh đối với khu vực lƣới điện nông thôn tiếp nhận chƣa đƣợc sửa chữa, thêm vào

đó các phụ tải phát triển nóng ở khu vực các nhà máy mì, Cụm công nghiệp trong

khu vực các phát tuyến 22kV chƣa đƣợc nâng cấp dây dẫn sẽ dẫn đến tổn thất lớn.

1.3.2 Yếu tố con ngƣời

Các yếu tố về trình độ quản lý, tổ chức hoạt động sản xuất kinh doanh có ảnh

hƣởng hết sức quan trọng đối với tổn thất điện năng, đặc biệt là tổn thất thƣơng mại

đối với các doanh nghiệp kinh doanh điện năng. Nếu nhƣ tổn thất kỹ thuật chủ yếu

là do các yếu tố khách quan gây nên thì tổn thất thƣơng mại phần lớn là do các yếu

27

tố chủ quan gây ra, đó chính là trình độ quản lý, tổ chức hoạt động sản xuất kinh

doanh của doanh nghiệp.

Khi khách hàng có ý thức chấp hành các quy định, quy chế sử dụng điện tránh

sử dụng các thiết bị điện không thật cần thiết vào giờ cao điểm góp phần điều hoà

phụ tải của hệ thống điện, do đó góp phần giảm tổn thất điện năng.

1.3.3 Yếu tố tự nhiên

Ngành điện là một trong những ngành chịu ảnh hƣởng tƣơng đối rõ rệt về các

yếu tố môi trƣờng tự nhiên, địa lý, khí hậu đặc biệt trong biến đổi khí hậu hiện nay.

Và cùng với đó thì tổn thất điện năng trong ngành điện cũng chịu ảnh hƣởng khá rõ

của các yếu tố này. Do yêu cầu về kỹ thuật để đảm bảo tính kinh tế các nhà máy

điện thƣờng đƣợc xây dựng ở những nới gần các nguồn năng lƣợng sơ cấp nhƣ:

Nguồn nƣớc, than đá, dầu mỏ, khí đốt… Do đó muốn đƣa nguồn điện từ nới sản

xuất đến các phụ tải phải thông qua hệ thống đƣờng dây tải điện, các trạm biến áp

trải dài trên toàn bộ đất nƣớc, hơn nữa, hầu hết các đƣờng dây tải điện và các trạm

biến áp đều đƣợc vận hành ở ngoài trời, và chịu tác động rất lớn bởi các yếu tố tự

nhiên.

1.3.4 Yếu tố thƣơng mại

Thực chất của yếu tố thƣơng mại chính là hành vi gian lận thƣơng mại, vi

phạm sử dụng điện (vô tình hoặc cố ý) của các bên mua bán điện. Các hành vi 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, cháy công tơ...); không thanh toán hoặc chậm

thanh toán hóa đơn tiền điện; do chủ quan của ngƣời quản lý khi công tơ hỏng

không thay thế kịp thời, bỏ sót hoặc ghi sai chỉ số; không thực hiện đúng chu kỳ

kiểm định và thay thế công tơ định kỳ theo quy định của Nhà nƣớc. Hiện nay,

những hành vi này đang là một nguyên nhân gây ra tổn thất điện năng.

1.4 Ý nghĩa của việc giảm tổn thất điện năng

Nâng cao chất lƣợng điện năng, 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 bƣớc nâng cao đời sống CBCNV nhờ tăng lợi nhuận.

28

1.5 Các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lƣới điện phân phối

1.5.1 Các giải pháp giảm tổn thất điện năng khâu kỹ thuật, vận hành

+ Nâng cao điện áp định mức của lƣới điện phù hợp với quy hoạch phát triển lƣới

điện khu vực, nếu thấy phụ tải tăng trƣởng mạnh về giá trị cũng nhƣ khoảng cách, với

cấp điện áp định mức cũ không đáp ứng đƣợc.

+ Bù kinh tế trong mạng điện phân phối bằng tụ điện.

+ Phân bố tối ƣu công suất phản kháng trong lƣới điện làm cho dòng công suất

phản kháng vận chuyển hợp lý trên các đƣờng dây cho tổn thất nhỏ nhất.

+ Hoàn thiện kết cấu trúc lƣới điện để có thể vận hành với tổn thất nhỏ nhất.

+ Cải tiến kỹ thuật và sử dụng các thiết bị, vật liệu chất lƣợng cao có tổn thất nhỏ.

+ Chọn đúng công suất MBA phù hợp với yêu cầu phụ tải, tránh hiện tƣợng máy

biến áp vận hành quá non tải.

1.5.2 Các giải pháp quản lý kinh doanh giảm tổn thất điện năng

+ Nâng cao chất lƣợng công tác quản lý vận hành.

+ Nâng cao chất lƣợng trong công tác quản lý khách hàng.

+ Nâng cao chất lƣợng công tác dịch vụ khách hàng.

1.6. Tính toán và phân tích lƣới điện bằng phần mềm PSS/ADEPT

1.6.1 Giới về phần mềm PSS/ADEPT

Phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution

Engineering Productivity Tool) là phần mềm tính toán và phân tích lƣới điện phân

phối đƣợc xây dựng và phát triển bởi nhóm phần mềm A Shaw Group Company,

Power Technologies International (PTI) thuộc Siemens Power Transmission &

Distribution, Inc. Phần mềm PSS/ADEPT mô phỏng, tính toán đƣợc các bài toán

sau trong lƣới điện:

- Tính toán phân bố công suất (Tổn thất điện áp, công suất);

- Tính toán vị trí, dung lƣợng bù tối ƣu cho lƣới điện trung hạ thế (CAPO);

- Tính toán điểm dừng (điểm tách lƣới) tối ƣu (TOPO);

29

- Tính toán ngắn mạch tại 1 điểm hay nhiều điểm (Fault, Fault All).

- Phối hợp các thiết bị bảo vệ.

- Tính các thông số SAIFI, SAIDI ... đánh giá độ tin cậy của tuyến đƣờng dây

thông qua chức năng DRA.

1. Bài toán tính phân bố công suất (Load Flow - module có sẵn): phân tích

và tính toán điện áp, dòng điện, công suất trên từng nhánh và phụ tải cụ thể;

2. Bài toán CAPO (Optimal Capacitor Placement), đặt tụ bù tối ƣu : tìm ra

những điểm tối ƣu để đặt các tụ bù cố định và tụ bù ứng động sao cho tổn thất công

suất trên lƣới là nhỏ nhất;

Phần mềm PSS/ADEPT thực hiện tính toán đƣợc nhiều bài toán trong hệ

thống điện. Nhƣng trong phạm vi đề tài ta chỉ sử dụng phần PSS/ADEPT với chức

năng: Tính toán phân bố công suất (Tổn thất điện áp, công suất) và tính toán vị trí,

dung lƣợng bù tối ƣu cho lƣới điện trung hạ áp (CAPO). Vì vậy ta chỉ trình bày

cách thức thu thập số liệu và phƣơng pháp tính toán hai ứng dụng này.

1.6.2 Các bƣớc triển khai thực hiện tính toán bằng phần mềm

Thiết lập thông số mạng lƣới

Số liệu đầu vào trong các phần mềm tính toán kỹ thuật điện thƣờng là A, P

và Q. Phần mềm PSS/ADEPT, cũng không mằm ngoài ngoại lệ đó. Để có đƣợc các

giá trị này, chúng ta sẽ sử dụng các phƣơng pháp thu thập dữ liệu thông dụng nhất

ứng với hiện trạng thu thập và quản lý số liệu hiện hữu tại Công ty Điện lực Tây

Ninh. Các số liệu thu thập, sau đó đƣợc xử lý để tính toán P và Q cho từng nút sau

đó nhập vào phần mềm PSS/ADEPT để tính các bài toán yêu cầu.

Dữ liệu để chuẩn bị phục vụ cho việc tính toán các bài toán trong phần mềm

PSS/ADEPT

- Sơ đồ nguyên lý 1 sợi các lộ xuất tuyến cần tính toán.

- Các thông số kỹ thuật đƣờng dây các lộ xuất tuyến nhƣ thông số kỹ thuật dây

dẫn (chủng loại, tiết diện), MBA.

30

- Số lƣợng, dung lƣợng, vị trí lắp đặt các bộ tụ bù.

- Xây dựng thƣ viện các loại dây dẫn, MBA phục vụ cho phần mềm.

- Xây dựng sơ đồ và cập nhật các thông số kỹ thuật các phần tử trên lƣới điện

(dây dẫn, MBA, tụ bù ...) vào phần mềm.

- Thu thập thông số vận hành dòng điện trung bình của năm theo giờ hoạt

động Itbgio (A), công suất cực đại Pmax(kW) , điện áp U(kV), điện năng tiêu thụ A

(kWh) các lộ đƣờng dây trực thuộc Điện lực Tây Ninh quản lý trong năm 2014.

Program, network settings

Hình 1.7 Các bước triển khai thực hiện tính toán phần mềm

1.6.3 Tính toán phân bố công suất

1.6.3.1 Giới thiệu

Khảo sát mô hình cơ bản giải bài toán phân bố công suất của PSS/ADEPT

liệt kê dƣới đây.

Tạo sơ đồ

Creating diagrams

Thiết lập thông số mạng lƣới

Program, network settings

Chạy các bài toán phân tích

Power System Analysis

BÁO CÁO

Reports, diagrams

31

Hệ thống điện đề cập ở đây thƣờng là hệ thống ba pha, và trong

PSS/ADEPT mỗi bộ phận trong lƣới ba pha bao gồm thông tin cho cả ba pha và có

thể thao tác nhƣ một bộ phận một pha.

Một nút, chẳng hạn nhƣ cho ba điểm nối, mỗi điểm có ba pha A, B và C.

Tƣơng tự vậy, mỗi nhánh cũng có ba pha thuận.

Đối với máy biến thế đấu dạng ∆-∆, hoặc dạng Y-∆ bên phần Y nối đất trực

tiếp, đặt thành phần tổng trở thứ tự không bằng với thứ tự thuận; PSS/ADEPT khảo

sát dòng thứ tự không, dòng thứ tự không nối Shunt qua đất v.v…

1.6.3.2 Mô hình máy điện

Máy điện đồng bộ và không đồng bộ đều đƣợc mô hình hoá trong

PSS/ADEPT.

Cả hai loại này đều đƣợc thiết kế sẵn cho cả dạng máy phát lẫn động cơ

bằng cách chọn đặc trƣng thích hợp thông qua công suất thực tổng thể, giá trị âm

cho biết là máy phát.

a. Máy điện đồng bộ

Trong bài toán phân bố công suất, mô hình máy điện đồng bộ trong

PSS/ADEPT giữ cố định giá trị điện áp là hằng số bằng với giá trị ngƣời dùng đƣa

vào. Lƣợng công suất phản kháng phát ra hay thu vào đƣợc sử dụng để điều chỉnh

điện áp. Nếu lƣợng công suất yêu cầu của mô hình vƣợt quá giới hạn khả năng cho

phép thì khả năng điều khiển điện áp cũng sẽ mất theo, và máy điện đồng bộ lúc đó

trở thành tải tiêu thụ công suất.

Nếu máy điện đồng bộ hoạt động ở dòng lớn hơn dòng định mức, thì nhiệt

độ trong đồng và sắt sẽ lần lƣợt tăng vƣợt mức theo.

Khi một máy điện khởi động, nó thể hiện qua tổng trở rotor. Nếu một máy

điện đang hoạt động, và có một máy điện khác cũng khởi động, thì máy điện đang

hoạt động đó sẽ đƣợc mô hình bởi một nguồn ghép sau tổng trở quá độ.

32

Giá trị của điện áp nguồn và góc pha đƣợc xác định bằng cách cho chạy

chƣơng trình tính toán mạng điện ở điều kiện trƣớc khi đóng khóa nối động cơ vào

mạng điện.

Trong mô phỏng sự cố ngắn mạch, một máy điện mô hình bởi một nguồn

dòng gắn theo sau tổng trở quá độ hay sau quá độ, tuỳ thuộc vào chế độ nào ta

muốn khảo sát.

Giá trị của nguồn đƣợc xác định tƣơng tự nhƣ cách làm đối với khởi động

động cơ (vd chạy bài toán phân bố công suất trƣớc sự cố).

b. Động cơ không đồng bộ

Trong khi mô phỏng bài toán phân bố công suất, động cơ không đồng bộ

(ĐCKĐB) thể hiện bởi công suất thực nó sử dụng. Lƣợng công suất phản kháng

tiêu thụ và độ trƣợt đƣợc xác định từ mô hình máy điện. Có 5 loại ĐCKĐB trong

PSS/ADEPT, tƣơng ứng với các mẫu thiết kế A, B, C, D, và E.

Tuy nhiên, nếu ĐCKĐB đi ra bên ngoài vùng có Momem lớn nhất, nó sẽ bị

giữ lại. Khi điều đó xảy ra, ĐCKĐB sẽ đƣợc biểu thị bởi tổng trở khoá Rotor

(locked rotor impedance).

Khi một ĐCKĐB khởi động, nó thể hiện qua tổng trở khoá rotor. Nếu một

ĐCKĐB đang hoạt động, và có một ĐCKĐB khác cũng khởi động, thì ĐCKĐB

đang hoạt động đó sẽ đƣợc mô hình bởi một nguồn ghép sau tổng trở, tƣơng tự nhƣ

trƣờng hợp máy điện đồng bộ.

Trong mô phỏng sự cố ngắn mạch, một ĐCKĐB mô hình bởi một nguồn

gắn theo sau tổng trở quá độ hay sau quá độ, tƣơng tự nhƣ trƣờng hợp máy điện

đồng bộ.

Phƣơng pháp công suất tiêu thụ trung bình: Theo phƣơng pháp này, công

suất trung bình năm của một đoạn lƣới ( trạm biến áp) và điện năng truyền qua

đoạn lƣới (trạm biến áp) đó trong một năm đƣợc xác định theo từng nhóm phụ tải

và múi giờ (Công ty ĐLTN) nhƣ sau: từ 23h-05h, 05h-08h, 08h-17h, 17h-23h...

33

Bảng 1.1: Nhóm phụ tải

Ký hiệu Nhóm phụ tải

1 Nông nghiệp – Lâm nghiệp - Thủy sản

2 Công nghiệp – Xây Dựng

3 Thƣơng nghiệp – Khách sạn – Nhà Hàng

4 Quản lý và tiêu dùng dân cƣ

5 Các hoạt động khác

6 Nhà máy thép

Tính toán lƣới phân phối theo năng lƣợng tiêu thụ phụ tải: Để đánh giá ảnh

hƣởng của lƣới điện đến khả năng của nguồn điện: phải tính ∆P ở thời điểm max

năm của HTĐ. Vì chế độ max chung của lƣới phân phối trùng với chế độ max của

HTĐ, nên để đánh giá ảnh hƣởng của lƣới phân phối đến nguồn điện phải tính ∆P

trong chế độ max của lƣới phân phối.

Tóm lại, cần tính tổn thất công suất ở chế độ max chung của lƣới phân phối.

Bởi vì chế độ max của hệ thống ∆P của hệ thống mới có ý nghĩa. Coi chế độ max

của phụ tải là trùng nhau và trùng với chế độ max chung của lƣới phân phân phối.

Khi đó:

Trong đó: Atrạm i : Tổng điện năng tiêu thụ tại trạm hạ thế i trong năm.

A lộ ra: Điện năng tiêu thụ tại lộ ra trung thế trong năm.

PLộ ra: Công suất tiêu thụ tại lộ ra trung thế thời điểm khảo sát

Ptrạm i: Công suất tiêu thụ tại trạm thời i điểm khảo sát

1.6.4 Xác định vị trí đặt tụ bù tối ƣu (CAPO)

34

CAPO đặt tụ bù trên lƣới sao cho kinh tế nhất (nghĩa là sao cho số tiền tiết

kiệm đƣợc từ việc đặt tụ bù lớn hơn số tiền phải bỏ ra để lắp đặt tụ bù).

CAPO chọn nút cho tụ bù thứ n để số tiền tiết kiệm đƣợc là lớn nhất.

Đồ thị phụ tải đƣợc sử dụng trong PSS/ADEPT để cung cấp cho ta sự mô

hình hóa các biến thiên phụ tải theo thời gian, nhiệt độ hoặc các yếu tố khác.

Khi đặt các tụ bù ứng động, CAPO cũng tính luôn độ tăng của nấc điều

chỉnh tụ bù ứng với từng đồ thị phụ tải.

Thiết lập các thông số kinh tế lƣới điện cho CAPO

Các thông số kinh tế lƣới điện đƣợc sử dụng trong quá trình tính toán vị trí

đặt tụ bù tối ƣu.

Chạy bài toán đặt tụ bù tối ƣu ta thực hiện nhƣ sau:

Chọn Analysis\CAPO từ Menu chính hoặc nhấp chuột vào biểu tƣợng

CAPO trên thanh công cụ Analysis.

Trong quá trình phân tích tối ƣu hóa, các thông báo đƣợc viết ra trong cửa sổ

Progress View: tại cửa sổ này cho ta biết độ lớn và loại dãi tụ đƣợc đặt tại nút

tƣơng ứng và tổn thất hệ thống. Khi quá trình phân tích tối ƣu thực hiện xong, sơ

đồ mạng điện với các tụ bù cần đặt lên lƣới đƣợc vẽ lên lƣới với độ lớn của dãi tụ.

35

TÓM TẮT CHƢƠNG I

Chƣơng I đƣa ra khái niệm và các nguyên nhân gây ra tổn thất điện năng, các

yếu tố ảnh hƣởng và một số tiêu thức đánh giá mức tổn thất điện năng.

Trong phạm vi nghiên cứu, luận văn tập trung phân tích tổn thất điện năng trên

lƣới phân phối từ 22 kV xuống 0,22 kV do Công ty Điện lực Tây Ninh quản lý. Tổn

thất điện năng trên lƣới phân phối có thể phân ra hai dạng:

Tổn thất kỹ thuật: Là tổn thất điện năng do kỹ thuật công nghệ gây ra trong

quá trình truyền tải và phân phối điện năng.

Tổn thất thƣơng mại: là tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải và phân

phối do sự không hoàn thiện của hệ thống đo đếm điện năng, do công tác quản lý

của Công ty Điện lực, do khách hàng vi phạm quy chế sử dụng điện.

Ở chƣơng này, luận văn đã nêu ra một số yếu tố ảnh hƣởng đến tổn thất điện

năng nhƣ:

+ Yếu tố con ngƣời;

+ Yếu tố tự nhiên;

+ Yếu tố thƣơng mại.

Ngoài ra, trong chƣơng I còn giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT

Trên cơ sở những khái niệm chung nhất về tổn thất điện năng, luận văn sẽ đi

sâu nghiên cứu thực trạng và phƣơng pháp quản lý, áp dụng lý thuyết để tính toán

và các giải pháp đƣợc áp dụng tại Công ty Điện lực Tây Ninh nhằm giảm tổn thất

điện năng.

36

CHƢƠNG II: THỰC TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TẠI CÔNG TY

ĐIỆN LỰC TÂY NINH

2.1 Khái quát về Công ty Điện lực Tây Ninh

2.1.1 Giới thiệu chung về Công ty Điện lực Tây Ninh

Tây Ninh là tỉnh thuộc vùng đông Nam bộ đƣợc xem là một trong những tỉnh

giữ vai trò quan trọng đối với sự phát triển của vùng kinh tế trọng điểm phía Nam

(TP.HCM, Đồng Nai, Bình Dƣơng, Bà Rịa-Vũng Tàu, Bình Phƣớc, Tây Ninh và

Tiền Giang) là tỉnh đầu mối và là cửa ngõ giao thông về đƣờng bộ quan trọng vào

Campuchia và các nƣớc Asian; có vị trí chiến lƣợc về an ninh quốc phòng của quốc

gia; là đầu mối giao thƣơng, trung chuyển hàng hóa và dịch vụ - thƣơng mại - du

lịch của các nƣớc tiểu vùng sông Mê Kông vì có vị trí địa lý nằm trong trục không

gian phát triển chính của vùng: trục dọc có tuyến cao tốc đƣờng Hồ Chí Minh

(Quốc lộ 14 - tuyến N2) đi qua, trục ngang có tuyến đƣờng Xuyên Á (Thành phố

Hồ Chí Minh – cửa khẩu Mộc Bài) và Quốc lộ 22 B (Gò Dầu - cửa khẩu Xa Mát).

Cách Thành phố Hồ Chí Minh 99 km về phía Tây Bắc theo Quốc lộ 22 và cách

Thủ đô Hà Nội 1.809km theo Quốc lộ số 1, Tây Ninh nằm ở vị trí cầu nối giữa

Thành phố Hồ Chí Minh và thủ đô Phnôm Pênh (Vƣơng quốc Campuchia); phía

Tây và Bắc giáp vƣơng quốc Campuchia, phía Đông giáp tỉnh Bình Dƣơng và Bình

Phƣớc, phía Nam giáp Thành phố Hồ Chí Minh và tỉnh Long An; có sự chuyển tiếp

giữa vùng núi và cao nguyên Trung Bộ xuống đồng bằng sông Cửu Long; với diện

tích tự nhiên 4.032,61 km2, dân số khoảng 1.095.583 ngƣời, mật độ dân số là

271,68 ngƣời/km2 (năm 2013), tỉnh Tây Ninh có chín Huyện và Thành phố, dân cƣ

tập trung nhiều ở Thành phố Tây Ninh (trung tâm kinh tế - chính trị - văn hóa của

tỉnh) cùng 3 huyện phía Nam (Hòa Thành, Gò Dầu, Trảng Bàng) và thƣa dần ở 5

huyện còn lại là Dƣơng Minh Châu, Tân Biên, Tân Châu, Bến Cầu, Châu Thành.

Đến tháng 4 năm 2010, Tập đoàn Điện lực Việt Nam ban hành quyết định số:

235/QĐ-EVN ngày 14/4/2010 về việc đổi tên các Điện lực trực thuộc Tổng Công ty

Điện lực miền Nam (EVNSPC).

37

Hình 2.1 Sơ đồ hành chính tỉnh Tây Ninh

38

Công ty Điện lực Tây Ninh là một Doanh nghiệp Nhà nƣớc, một Công ty con,

hạch toán kinh tế phụ thuộc Tổng Công ty Điện lực miền Nam. Công ty Điện lực

Tây Ninh chịu trách nhiệm trƣớc Tổng Công ty Điện lực miền Nam về bảo toàn,

phát triển vốn và các nguồn lực do Tổng Công ty giao trên cơ sở hoạt động sản xuất

kinh doanh điện năng và các sản phẩm dịch vụ có liên quan, lấy kết quả kinh doanh

làm thƣớc đo, động lực để phát triển. Song cần thấy rằng, lợi nhuận không phải là

mục tiêu duy nhất của Công ty, kể cả trong thời kỳ kinh tế thị trƣờng hiện nay. Việc

thành lập Công ty còn vì mục tiêu xã hội trên địa bàn tỉnh Tây Ninh. Công ty là

công cụ để Nhà nƣớc, ngành điện thông qua Tổng Công ty để thực hiện các chức

năng điều tiết vĩ mô nền kinh tế, phải thực hiện các nhiệm vụ và nghĩa vụ Nhà nƣớc

giao vì lợi ích xã hội.

- Công ty Điện lực Tây Ninh tên giao dịch đối ngoại là Tay Ninh Power

Company, có con dấu riêng, mã số thuế riêng để giao dịch, tài khoản tại ngân hàng,

đƣợc ký kết hợp đồng, trong chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và sự phân cấp, uỷ

quyền của Tổng Giám đốc Tổng Công ty Điện lực miền Nam (sau đây đƣợc gọi là

EVN SPC).

Trụ sở chính: 607 Đƣờng CMT8 – Khu phố 2 – Phƣờng 3 – TP.Tây Ninh –

tỉnh Tây Ninh.

Nguồn vốn sản xuất kinh doanh, nguồn vốn đầu tƣ xây dựng hàng năm là do

Tổng Công ty cấp hoặc qua kênh vay tín dụng thƣơng mại, vay ƣu đãi nƣớc ngoài

(vốn KWF …).

Công ty Điện lực Tây Ninh là một Doanh nghiệp Nhà nƣớc kinh doanh, đóng

góp quan trọng trong việc phát triển kinh tế xã hội trên địa bàn tỉnh Tây Ninh. Công

ty Điện lực Tây Ninh hiện đang quản lý, kinh doanh bán điện cho 9 Huyện, Thành

phố bao gồm 95 xã, phƣờng, thị trấn. Đặc thù của tỉnh Tây Ninh là Tây Ninh đƣợc

thiên nhiên ƣu đãi nguồn tài nguyên thiên nhiên phong phú nhƣ: núi Bà Đen cao

986m, là ngọn núi cao nhất vùng Đông Nam Bộ, đây là Khu Di tích lịch sử Văn hóa

Danh thắng, là địa điểm du lịch nổi tiếng, có nhiều đặc sản về ẩm thực; Tây Ninh có

địa hình bằng phẳng, nhóm đất chính là đất xám có diện tích chiếm khoảng 84%

39

diện tích tự nhiên của toàn Tỉnh, thuận tiện cho việc cơ giới hóa trong sản xuất nông

nghiệp, phù hợp để trồng các loại cây công nghiệp ngắn ngày và dài ngày. Khí hậu

Tây Ninh tƣơng đối ôn hòa, chia làm 2 mùa rõ rệt: mùa mƣa (từ tháng 5 – tháng

11) và mùa khô (từ tháng 12 năm trƣớc đến tháng 4 năm sau).

Tây Ninh có 2 Khu kinh tế cửa khẩu Mộc Bài với diện tích 21.283ha, Khu

kinh tế cửa khẩu Xa Mát diện tích 34.197ha.

Các KCN, KCX: Tây Ninh có 9 KCN nằm trong danh mục KCN Việt Nam

đến năm 2015 tầm nhìn 2020, với tổng quy mô đất tự nhiên 4.485ha. Đến nay, Tỉnh

đã có 5 KCN đƣợc thành lập gồm: KCN Trảng Bàng (190ha), KCX và CN Linh

Trung III (203ha); KCN Bourbon An Hòa (760ha), KCN Phƣớc Đông (2.190ha),

KCN Chà Là giai đoạn 1 (42ha), với tổng quy mô đất tự nhiên 3.385ha, diện tích

đất công nghiệp có thể cho thuê xây dựng nhà. Tuy nhiên đời sống nhân dân còn

nhiều khó khăn do tình trạng giá cả nông sản mía, mì (sắn), cao su liên tục giảm

trong những năm gần đây.

Ngoài ra, Công ty Điện lực Tây Ninh còn đại diện cho Tổng Công ty Điện lực

miền Nam bán điện cho Công ty Điện lực Hoàng gia Campuchia qua 5 điểm: Xa

Mát, Tân Phú huyện Tân Biên; Chàng Riệc, Vạc Sa huyện Tân Châu và Mộc Bài

huyện Bến Cầu.

2.1.2 Cơ cấu tổ chức Công ty Điện lực Tây Ninh

2.1.2.1 Giới thiệu chung về Công ty Điện lực Tây Ninh

Tên gọi tiếng Việt: Công ty Điện lực Tây Ninh

Tên tiếng Anh: Tay Ninh Power Company

Tên viết tắt: PCTN

Địa chỉ trụ sở chính: số 607 đƣờng CMT8, Khu phố 2, Phƣờng 3, Thành phố

Tây Ninh, tỉnh Tây Ninh.

Điện thoại, fax, website:

- Điện thoại: 066 3611705 hoặc 066.3611706 - Fax: 066 2220222

- Website: http://www.pctayninh.spc.vn

40

Nhãn hiệu của PCTN:

2.1.2.2 Quá trình hình thành và phát triển của PCTN

Các văn bản thành lập Công ty:

- Quyết định số 528 NL/TCCBLĐ ngày 30/6/1993 của Bộ Năng lƣợng quyết

định thành lập Sở Điện lực Tây Ninh trực thuộc Công ty Điện lực 2.

- Quyết định số 242 ĐVN/TCCB-LĐ ngày 08/3/1996 của Tổng Công ty Điện

lực Việt Nam về việc đổi tên Sở Điện lực Tây Ninh trực thuộc Công ty Điện lực 2

thành Điện lực Tây Ninh trực thuộc Công ty Điện lực 2.

- Quyết định số 235/QĐ-EVN ngày 14/4/2010 của Tập đoàn Điện lực Việt

Nam về việc đổi tên các Điện lực thành Công ty Điện lực hạch toán phụ thuộc Tổng

công ty Điện lực miền Nam.

Quá trình hình thành và phát triển Công ty:

Công ty Điện lực Tây Ninh là doanh nghiệp Nhà Nƣớc, trực thuộc Tổng Công

ty Điện lực miền Nam, trụ sở chính đặt tại số 607 đƣờng CMT8, khu phố 2, Phƣờng

3, Thành phố Tây Ninh, tỉnh Tây Ninh. Nhiệm vụ chính là phân phối, bán lẻ điện

năng; Tƣ vấn đầu tƣ và tƣ vấn giám sát xây dựng các công trình đƣờng dây và trạm

biến áp có cấp điện áp đến 35 kV; Quản lý, vận hành, sửa chữa đƣờng dây và trạm

biến áp cấp điện áp đến 35kV;

Quá trình hình thành và phát triển của Công ty Điện lực Tây Ninh:

- Năm 1975, trên địa bàn tỉnh Tây Ninh chỉ có một vài nơi có điện bằng nguồn

máy phát diesel, chủ yếu tập trung ở các khu vực Thị xã Tây Ninh, Thị trấn Hòa

Thành, Châu Thành, Trảng Bàng và Gò Dầu. Lúc này, Công ty Điện lực Tây Ninh

có tên gọi là Sở Điện lực Tây Ninh vừa thực hiện việc mua bán điện vừa thực hiện

chức năng quản lý nhà nƣớc về điện. Đến năm 1980, lƣới điện quốc gia đã đƣợc

đƣa về huyện Trảng Bàng.

EVNSPC PC TAY NINH

41

- Năm 1991, điện lƣới quốc gia đã đƣợc đƣa về đến huyện Tân Biên, Tân

Châu, đạt 100% huyện thị trong tỉnh có điện. Năm 1993, Sở Điện lực Tây Ninh bắt

đầu hoạt động theo Luật Doanh nghiệp nhà nƣớc, chỉ thực hiện chức năng mua bán

điện. Đến năm 1996, Sở Điện lực Tây Ninh đổi tên thành Điện lực Tây Ninh.

- Năm 1997, 100% xã trong tỉnh Tây Ninh đã có điện lƣới quốc gia.

- Năm 2000, trạm biến áp 110/22kV Tân Hƣng đƣa vào hoạt động, nâng cao

chất lƣợng điện, phục vụ chế biến công nghiệp phía bắc Tây Ninh.

- Năm 2004, 2005 và 2006 tiếp nhận lƣới điện hạ áp nông thôn, gắn điện kế

bán lẻ đến các hộ dân trong tỉnh, đáp ứng kịp thời nhu cầu về điện cho khu công

nghiệp Trảng Bàng, khu kinh tế mở Mộc Bài với chất lƣợng và độ tin cậy cao.

- Năm 2007, thực hiện nâng cấp lƣới điện phân phối 15kV lên 22kV với mục

đích đáp ứng nhu cầu ngày càng cao về chất lƣợng điện áp cho khách hàng.

- Năm 2008, 2009 và 2010, tiếp tục củng cố và cải tiến chất lƣợng dịch vụ kinh

doanh với mục tiêu “đáp ứng nhu cầu của khách hàng với chất lƣợng cao, dịch vụ

ngày càng hoàn hảo”.

- Đến tháng 4/2010, Điện lực Tây Ninh đƣợc đổi tên thành Công ty Điện lực

Tây Ninh trực thuộc Tổng công ty Điện lực miền Nam.

- Tính đến thời điểm 31/12/2014, Công ty Điện lực Tây Ninh đang quản lý

khối lƣợng công việc nhƣ sau:

+ Đƣờng dây trung thế: 2.582,9 km; Đƣờng dây hạ thế: 4.448,8 km.

+ Trạm biến áp: 7.345 trạm biến áp.

+ Số hộ có điện: 290.725 hộ dân chiếm tỷ lệ 99,5% số hộ dân trong toàn tỉnh.

2.1.2.3 Cơ cấu tổ chức Công ty Điện lực Tây Ninh

Cơ cấu tổ chức quản lý và điều hành của PCTN bao gồm:

Giám đốc; Các Phó Giám đốc và Kế toán trƣởng; Bộ máy giúp việc

Giám đốc PCTN: Giám đốc Công ty do Tổng Công ty bổ nhiệm là đại diện

pháp nhân của Công ty là ngƣời phụ trách chung; Giám đốc Công ty có quyền quyết

định mọi hoạt động sản xuất kinh doanh trong Công ty, chịu trách nhiệm trƣớc

Tổng Giám đốc và trƣớc pháp luật trong mọi hoạt động của đơn vị mình phụ trách.

42

Phó Giám đốc: Phó Giám đốc là ngƣời giúp việc cho Giám đốc đƣợc Giám

đốc giao phụ trách quản lý điều hành một số lĩnh vực hoạt động của Công ty. Thay

mặt Giám đốc chỉ đạo các đơn vị trực thuộc Công ty theo nhiệm vụ đƣợc phân công

và các nhiệm vụ đột xuất, đặc biệt.

Các Phó Giám đốc tại PCTN

- Phó Giám đốc Kỹ thuật.

- Phó Giám đốc Kinh doanh.

- Phó Giám đốc Tài chính – Công nghệ thông tin.

Kế toán trƣởng

- Kế toán trƣởng PCTN do EVN SPC bổ nhiệm có thời hạn;

- Kế toán trƣởng giúp Giám đốc PCTN tổ chức, thực hiện công tác tài chính,

kế toán, thống kê của PCTN. Quyền hạn và trách nhiệm của Kế toán trƣởng thực

hiện theo quy định của pháp luật.

Bộ máy giúp việc

Bộ máy giúp việc của PCTN bao gồm: Văn phòng và 12 Phòng, Ban chức

năng;

1. Văn phòng. 8. Phòng Quản lý đầu tƣ.

2. Phòng Kế hoạch Kỹ thuật. 9. Phòng Kinh doanh.

3. Phòng Tổ chức & Nhân sự. 10. Phòng Thanh tra Bảo vệ - Pháp chế.

4. Phòng Tài chính Kế toán. 11. Phòng Công nghệ thông tin.

5. Phòng Vật tƣ. 12. Phòng An toàn.

6. Phòng Điều độ. 13. Ban Quản lý dự án.

7. Phòng KTGSMBĐ

Các đơn vị trực thuộc: Phân xƣởng Cơ điện; 09 Điện lực trực thuộc

1. Điện lực Thành phố Tây Ninh. 6. Điện lực Trảng Bàng.

2. Điện lực Hòa Thành. 7. Điện lực Tân Châu.

3. Điện lực Châu Thành. 8. Điện lực Tân Biên.

4. Điện lực Dƣơng Minh Châu. 9. Điện lực Bến Cầu.

5. Điện lực Gò Dầu.

43

Hình 2.2 Sơ đồ tổ chức Công ty

Điện lực Tây Ninh

P.

An

to

àn

Ba

n Q

uản

lý

dự

án

Ph

ân

cƣ

ởn

g C

ơ

điệ

n

Điệ

n l

ực

Tâ

n B

iên

GIÁM ĐỐC

PHÓ GIÁM ĐỐC KỸ

THUẬT

Ph

òn

g K

inh

doa

nh

Ph

òn

g K

ế h

oạ

ch

Kỹ

th

uật

P.

Kiể

m t

ra g

iám

sá

t

mu

a b

án

điệ

n

Ph

òn

g

Cô

ng n

gh

ệ th

ôn

g t

in

Vă

n p

hò

ng

Ph

òn

g V

ật

tƣ

Điệ

n l

ực

Th

àn

h p

hố

TN

Điệ

n l

ực

Hò

a

Th

àn

h

Điệ

n l

ực

Ch

âu

Th

àn

h

Điệ

n l

ực

Gò

Dầ

u

Điệ

n l

ực

Dƣ

ơn

g

Min

h C

hâ

u

P.

Tổ

ch

ức

&N

hân

sự

Điệ

n l

ực

Bến

Cầ

u

Điệ

n l

ực

Trả

ng

Bà

ng

P.

Tà

i ch

ính

Kế

toá

n

PHÓ GIÁM ĐỐC TÀI CHÍNH -

CNTT

Điệ

n l

ực

Tâ

n C

hâ

u

P

hò

ng

Qu

ản

lý

Đầ

u t

ƣ

P.

Th

an

h t

ra B

ảo

vệ

Ph

áp

ch

ế

Ph

òn

g Đ

iều

độ

PHÓ GIÁM ĐỐC KINH

DOANH

44

Nguồn nhân lực

Tính đến thời điểm 31/12/2014, Công ty Điện lực Tây Ninh có tất cả 807 công

nhân viên với trình độ trên đại học 05 ngƣời, đại học 149 ngƣời, Cao đẳng – trung

học chuyên nghiệp là 211 ngƣời, Công nhân 434 ngƣời và lao động khác 10 ngƣời.

Trong đó, Nam là 688 ngƣời, nữ là 119 ngƣời.

Trong công tác tuyển dụng, xuất phát từ công việc để bố trí ngƣời, tận dụng

thời gian và tiết kiệm kinh phí đào tạo, tạo đủ việc làm nhằm nâng cao thu nhập cho

công nhân viên. Chất lƣợng cán bộ của Công ty ngày càng đƣợc chú trọng nâng cao,

có đủ khả năng để đáp ứng nhiệm vụ của Công ty trong giai đoạn mới. Bên cạnh đó,

Công ty đã bố trí làm đúng việc, đúng ngành nghề đã đƣợc đào tạo.

Cơ chế quản lý

Công tác xây dựng hệ thống quy chế quản lý nội bộ

- Năm 2011, Công ty Điện lực Tây Ninh đã ban hành Thủ tục kiểm soát tài

liệu (theo Quyết định số 338/QĐ-PCTN ngày 02/11/2011) để đƣa công tác xây

dựng và ban hành hệ thống quy chế quản lý nội bộ theo quy định.

- Tính đến thời điểm hiện nay, từ hệ thống Quy chế quản lý nội bộ của Tổng

công ty, Công ty đã hầu hết ban hành đầy đủ kịp thời, giúp các Điện lực kịp thời

ban hành trong nội bộ Điện lực.

Cơ chế quản lý của Công ty đối với các Điện lực

Cơ chế quản lý của Công ty Điện lực Tây Ninh đối với các Điện lực trực thuộc

đƣợc quy định trong hệ thống quy chế quản lý nội bộ của Công ty Điện lực Tây

Ninh trên tất cả các lĩnh vực hoạt động: tổ chức nhân sự, kế hoạch, tài chính, kinh

doanh, quản lý kỹ thuật, đầu tƣ,…

2.1.3 Kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh của PCTN

Trong những năm qua Công ty đã tiếp tục vƣợt qua mọi khó khăn để hoàn

thành toàn diện các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật, đáp ứng đầy đủ nhu cầu cung cấp điện

cho phát triển kinh tế - xã hội và an ninh quốc phòng của tỉnh nhà, liên tục đáp ứng

nhu cầu sử dụng điện hàng ngày càng tăng phục vụ sản xuất, sinh hoạt của nhân dân

trong địa bàn.

45

- Tận dụng mọi nguồn lực sẵn có hoàn thành các chỉ tiêu kinh tế- kỹ thuật

Tổng Công ty giao đồng thời giảm chi phí trong hoạt động sản xuất kinh doanh, đầu

tƣ xây dựng đảm bảo kinh doanh có lãi, bảo toàn và phát triển vốn.

- Thực hiện đầy đủ nghĩa vụ với Nhà nƣớc.

2.1.3.1 Mục tiêu

Đảm bảo phân phối điện an toàn, liên tục, ổn định cho các hoạt động kinh tế,

chính trị, xã hội, an ninh, quốc phòng trên địa bàn quản lý của PCTN.

2.1.3.2 Ngành, nghề kinh doanh

a. Sản xuất, truyền tải và phân phối điện;

b. Sửa chữa thiết bị điện;

c. Lắp đặt hệ thống điện;

d. Buôn bán máy móc, thiết bị và phụ tùng khác;

e. Hoạt động kiến trúc, tƣ vấn kỹ thuật có liên quan;

f. Kiểm tra và phân tích kỹ thuật;

g. Buôn bán thiết bị và linh kiện điện tử, viễn thông;

h. Lắp đặt hệ thống xây dựng khác;

i. Xây dựng công trình kỹ thuật dân dụng khác;

j. Vận tải hàng hóa bằng đƣờng bộ;

k. Vận tải hàng hóa bằng đƣờng thủy nội địa;

l. Hoạt động xây dựng chuyên dụng khác;

m. Đại lý cung cấp dịch vụ bƣu chính viễn thông. Đại lý bảo hiểm. Quảng cáo

thƣơng mại. Kinh doanh khách sạn. Dịch vụ viễn thông cố định (nội hạt, đƣờng dài,

trong nƣớc, quốc tế);

2.1.3.3 Kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh của Công ty của

những năm gần đây

Về kinh doanh điện năng

* Tình hình hoạt động SXKD trong giai đoạn 2010 - 2014:

46

Bảng 2.1 Tổng hợp doanh thu, điện thƣơng phẩm và GBBQ năm 2010-2014

TT Chỉ tiêu ĐV Năm So sánh

2010 2011 2012 2013 2014 14/10 14/13

1 Điện đầu nguồn trkWh 1.276,82 1.325,52 1.578,49 1.749,81 2.059,30 161% 117%

2 Điện thƣơng phẩm trkWh 1.161,89 1.111,16 1,317,66 1.479,87 1.775,9 153% 120%

3 Điện tổn thất trkWh 114,926 84,406 99,186 98,917 114,110

4 Tỷ lệ tổn thất TH % 6,57 6,37 6,28 5,65 5,54 84,3% 98,1%

5 Doanh thu tiền điện trđ 1.218.105 1.429.446 1.810.935 2.238.294 2.686.471 220% 120%

6 Giá bán bình quân đ/kWh 1.033,98 1.182,86 1.316,48 1.452,49 1.470,83 142% 101,3%

Sản lƣợng điện thƣơng phẩm CPC và tự dùng

trạm 110/22kV (trkWh) 129,958 161,648 171,021 169,287

Hình 2.3Biểu đồ sản lƣợng điện của Công ty Điện lực Tây NinhNguồn: Báo cáo kinh doanh hàng năm- Công ty Điện lực Tây Ninh

0.00

500.00

1,000.00

1,500.00

2,000.00

2,500.00

Sả

n l

ƣợ

ng

điệ

n (

trk

Wh

)

2010 2011 2012 2013 2014

Điện đầu

nguồn trkWh

Điện thƣơng

phẩm trkWh

Về quản lý vận hành:

Khối lƣợng các đƣờng dây và trạm do Công ty quản lý vận hành tính đến thời

điểm 31/12/2014:

Bảng 2.2 thống kê khối lƣợng đƣờng dây và trạm Công ty quản lý

Số TT Danh mục Năm 2014

1 Đƣờng dây 35 kV (VH 22kV) 12.389

- ĐDK 12.389

- Cáp ngầm -

47

2 Đƣờng dây 22 kV 2.570.469,7

- ĐDK 2.554.458,4

- Cáp ngầm 16.011,3

3 Đƣờng dây hạ thế 0,4 kV 4.448.807,7

- ĐDK 4.448.807,7

- Cáp ngầm -

4 Trạm biến áp 7.345

- Trạm phân phối (trạm) 7.345

(906.852,5kVA)

Bảng 2.3 Một số chỉ tiêu SXKD chủ yếu đã đạt đƣợc trong giai đoạn 2010-2014:

Chỉ tiêu Đơn vị Năm 2010 Năm 2011 Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

Tổng tài sản Triệu đồng 345.366 251.637 508.215 487.125 453.119

Vốn kinh doanh Triệu đồng 96.140 73.374 309.518 309.518 309.518

Vốn Nhà Nƣớc Triệu đồng 96.140 73.374 309.518 309.518 309.518

Doanh thu Triệu đồng 1.218.105 1.429.446 1.810.935 2.238.294 2.686.471

Chi phí Triệu đồng 1.184.505 1.441.704 1.756.067 2.247.255 2.728.381

Nộp ngân sách Triệu đồng 2.256 3.015 17.583 16.863 9.376

Lợi nhuận Triệu đồng 33.600 -12.258 54.868 -8.961 -41.910

Nợ phải trả Triệu đồng 239.647 162.704 192.998 170.155 138.304

Nợ phải thu Triệu đồng 18.895 18.851 15.320 8.535 6.143

Lao động Ngƣời 641 720 742 802 807

T.nhập bình quân đồng 7.000.000 8.000.000 9.000.000 10.000.000 13.872.815

2.1.3.4 Thành tích thi đua của PCTN trong những năm gần đây

Công ty Điện lực Tây Ninh đã đƣợc Nhà nƣớc, Chính phủ, các Bộ ngành và

Chính quyền địa phƣơng ghi nhận và trao tặng nhiều phần thƣởng cao quý, cụ thể:

- Huân chƣơng Lao động hạng ba: Năm 1998;

- Huân chƣơng Lao động hạng nhì: Năm 2005;

- Huân chƣơng Lao động hạng nhất: Năm 2010;

Cùng nhiều bằng khen, cờ thi đua tặng cho các tập thể và cá nhân trực thuộc

Công ty Điện lực Tây Ninh.

Ngoài ra, Công ty điện lực Tây Ninh là đơn vị dẫn đầu trong phong trào thi

đua của Tổng công ty Điện lực miền Nam 4 năm liền 2008, 2009, 2010 và 2011,

năm 2012 xếp hạng xuất sắc Nhì và năm 2013 xếp hạng Xuất sắc 3 liền kề trong

khối thi đua các Công ty Điện lực.

48

2.1.3.5 Những thuận lợi và khó khăn trong hoạt động sản xuất kinh

doanh

a) Thuận lợi: Khách hàng ổn định, điện thƣơng phẩm tăng đều qua các năm,

đƣợc sự quan tâm chỉ đạo của Tổng công ty và sự ủng hộ của chính quyền địa

phƣơng. Vấn đề phân cấp khá rõ ràng, tạo thuận lợi cho đơn vị tự chủ trong công

tác SXKD.

b) Những khó khăn chủ yếu:

- Tình hình suy thoái kinh tế thế giới nói chung và trong nƣớc nói riêng dẫn

đến ảnh hƣởng đến tiêu thụ điện trên địa bàn giảm sút, một số doanh nghiệp kinh

doanh thua lỗ nên ngƣng hoạt động cũng ảnh hƣởng đến tình hình kinh doanh điện

năng.

- Vẫn còn một số nơi trong tỉnh chất lƣợng điện áp giảm thấp do nhu cầu phụ

tải tăng cao, khả năng cấp điện của hệ thống điện chƣa theo kịp đà phát triển kinh tế

xã hội nếu nhƣ trạm 220 kV Tây Ninh chƣa đƣợc đầu tƣ xây dựng kịp thời.

- Nguồn vốn đƣợc phân bổ trong công tác SCL và ĐTXD có hạn nên công tác

đầu tƣ, nâng cấp lƣới điện phân phối gặp nhiều khó khăn.

Đƣợc sự chỉ đạo sát sao của Lãnh đạo EVN SPC cũng nhƣ sự chỉ đạo của Tỉnh

uỷ, UBND tỉnh Tây Ninh và sự phối hợp của các Sở ngành chức năng của tỉnh,

Công ty đã vạch ra mục tiêu phát triển trong những năm tới nhƣ sau:

- Phấn đấu thực hiện hoàn thành các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật, triệt để tiết

kiệm, sản xuất kinh doanh có lãi, hạch toán tài chính lành mạnh, bảo toàn và phát

triển nguồn vốn đƣợc giao.

- Quản lý vận hành lƣới điện đảm bảo cấp điện an toàn, ổn định, liên tục phục

vụ an ninh, chính trị, xã hội và sinh hoạt của nhân dân trên địa bàn tỉnh. Giảm thiểu

tối đa sự cố và thời gian mất điện.

- Đẩy nhanh tiến độ thi công các công trình đầu tƣ xây dựng, SCL theo kế

hoạch Tổng Công ty giao.

- Nâng cao hiệu quả quản lý, tiếp tục triển khai đổi mới, sắp xếp tổ chức sản

xuất, Hoàn thiện cơ chế quản lý theo phân cấp. Duy trì các chƣơng trình đào tạo

49

nâng cao trình độ nguồn nhân lực phục vụ sản xuất kinh doanh điện. Đặc biệt công

tác giảm tổn thất điện năng nhằm đƣa tổn thất đơn vị đạt mức tổn thất của Tổng

Công ty giao hàng năm.

- Thực hiện nghiêm quy định quản lý kỹ thuật, quản lý vận hành theo QĐ

994/QĐ-EVN ngày 15/9/2009, quy trình KTAT, sử dụng đầy đủ trang phục làm

việc BHLĐ. Phấn đấu không để xảy ra tại nạn lao động.

- Không ngừng phấn đấu cải thiện điều kiện làm việc nâng cao thu nhập của

CBCNV.

2.2 Đặc điểm cung cấp điện của Công ty Điện lực Tây Ninh

Năm 2014, Công ty Điện lực Tây Ninh đã thực hiện tốt công tác điều hành

cung cấp điện, đảm bảo cấp điện an toàn và ổn định, đáp ứng đƣợc nhu cầu phát

triển kinh tế - xã hội và đời sống nhân dân trên địa bàn toàn tỉnh, đảm bảo cấp điện

các sự kiện chính trị, xã hội, các ngày Lễ tết và an ninh quốc phòng của Tỉnh.

Để đảm bảo cung cấp điện, ngay từ đầu Công ty đã triển khai thực hiện nhiều

giải pháp nhƣ: làm việc với các khách hàng lớn nhằm xây dựng kế hoạch sử dụng

điện hợp lý, cũng nhƣ khả năng huy động nguồn điện; củng cố ban chỉ đạo cung cấp

điện từ cấp tỉnh đến các Điện lực; xây dựng và trình UBND phê duyệt kế hoạch

cung cấp điện năm 2014; xây dựng phƣơng án điều hòa tiết giảm để đối phó với

tình huống mất cân đối nguồn …

Ngoài ra, Công ty Điện lực Tây Ninh triển khai thực hiện nhiều giải pháp để

hạn chế sự cố trên lƣới điện nhƣ: xử lý tốt hành lang an toàn lƣới điện, thay sứ gốm

bằng sứ polymer, ốp đà, bịt lỗ trụ … đặc biệt là bọc hóa lƣới điện trung thế của 2

tuyến trục chính của Thành phố Tây Ninh.

2.2.1 Đặc điểm phụ tải

Tây Ninh có 9 KCN nằm trong danh mục KCN Việt Nam đến năm 2015 tầm

nhìn 2020, với tổng quy mô đất tự nhiên 4.485ha. Đến nay, Tỉnh đã có 5 KCN đƣợc

thành lập gồm: KCN Trảng Bàng (190ha), KCX và CN Linh Trung III (203ha);

KCN Bourbon An Hòa (760ha), KCN Phƣớc Đông (2.190ha), KCN Chà Là giai

50

đoạn 1 (42ha), với tổng quy mô đất tƣ nhiên 3.385ha, diện tích đất công nghiệp có

thể cho thuê xây dựng nhà xƣởng là 2.162ha.

Bảng 2.4 Thƣơng phẩm theo 5 thành phần phụ tải

STT Thành phần phụ tải Thực hiện năm

2014 (kWh)

Thực hiện năm

2013 (kWh)

Tỷ lệ so với

cùng kỳ (%)

Tỷ trọng (%)

1 N.nghiệp-LN-T.Sản 21.294.277 17.907.918 118,91 1,2

2 C.Nghiệp-X.dựng 1.111.666.811 864.654.320 128,57 62,60

3 T.nghiệp-KS-N.hàng 30.251.306 21.321.739 141,88 1,7

4 Q.lý tiêu dùng dân cƣ 555.569.703 520.800.719 106,68 31,28

5 Các hoạt động khác 57.117.684 55.184.134 103,50 3,22

Tổng cộng 1.775.899.781 1.479.868.830 120

Nguồn: Báo cáo sản xuất kinh doanh năm 2014- Công ty Điện lực Tây Ninh

* Đặc điểm của từng loại hộ tiêu thụ:

Điện năng tiêu thụ cho công nghiệp, xây dựng: Điện năng cho thành phần

công nghiệp tăng ổn định qua các năm, năm 2011 tăng 24,60% so với năm 2010 và

năm 2012 tăng 22,36% so với năm 2011 và đến năm 2014 tăng 28,57% so với năm

2013. Sau 5 năm, sản lƣợng điện thƣơng phẩm dùng cho công nghiệp, xây dựng đã

tăng 185,58%. Cung cấp điện cho công nghiệp thƣờng là lƣới trung áp, nên tổn thất

thƣờng ổn định ở mức thấp. Tuy nhiên, có nhiều nhà máy xí nghiệp trang bị thiết bị

lạc hậu, xuống cấp, hiệu suất thấp với hệ số cos <0,9. Vì vậy, Công ty cần lắp các

hệ thống tụ bù trên các đƣờng dây trung áp. Phụ tải ổn định, tiêu thụ điện năng lớn.

Nên khuyến khích sử dụng điện vào giờ thấp điểm.

- Quản lý tiêu dùng dân cƣ: Điện năng cho quản lý tiêu dùng chiếm tỉ trọng

tƣơng đối, năm 2010 đạt 397,308 triệu kWh chiếm tỷ trọng 41,63% điện năng

thƣơng phẩm của Công ty thì đến năm 2014 đạt 555,57 triệu kWh chiếm tỷ trọng

31,28% điện năng thƣơng phẩm của Công ty. So sánh các năm thì nhận thấy điện

tiêu dùng cho dân cƣ cũng tăng hàng năm, đến năm 2014 đạt 555,57 triệu kWh,

vƣợt 6,68% so với năm 2013 và hơn 39,83% so với năm 2010. Đây là thành phần

phức tạp trong quản lý cũng nhƣ gây ra nhiều tổn thất điện năng (chủ yếu là tổn thất

thƣơng mại). Đồ thị phụ tải chênh lêch giữa Pmax và Pmin lớn, do nhu cầu sinh hoạt

51

chủ yếu tập chung vào giờ cao điểm (17h-20h), trong khi vào giờ thấp điểm (22h-

4h) lại sử dụng rất ít làm cho chênh lệch đồ thị phụ tải là rất lớn.

Qua phân tích trên ta thấy, tỷ trọng tiêu dùng điện thƣơng phẩm đang có sự

dịch chuyển dần dần trong cơ cấu ngành qua các năm. Cụ thể khi các khu, cụm

công nghiệp đi vào hoạt động, tỷ trọng điện dùng cho tiêu dùng dân cƣ giảm dần từ

41,63% điện năng thƣơng phẩm (năm 2010) thì đến năm đến năm 2014, chỉ còn

chiếm 31,28% điện năng thƣơng phẩm của Công ty. Chính điều này cũng giúp cho

Công ty giảm đƣợc tổn thất điện năng thƣơng mại.

2.2.2 Đặc điểm hệ thống cung cấp điện

2.2.2.1 Nguồn điện 110kV và trạm 110/22kV

Tây Ninh nằm trong vùng kinh tế trọng điểm phía nam nhận điện 110kV từ

các ĐD 110kV Trảng Bàng 2, Bình Long, Dầu Tiếng và trạm 220kV Trảng Bàng.

Trong quá trình vận hành có lúc hệ thống điện 110kV vận hành không ổn định đặc

biệt khu vực Trạm 110kV Tân Biên có lúc điệp áp còn 100kV. Trong kế hoạch của

EVN trong năm 2014-2015 sẽ đầu tƣ đƣờng dây 220kV Bình Long – Tây Ninh và

trạm 220kV Tây Ninh dự kiến đến tháng 6/2015 sẽ vận hành trạm 220kV Tây Ninh

khi đó điện áp 110kV trên địa bàn Tây Ninh sẽ ổn định, năm 2015 EVN SPC đầu từ

đƣờng dây mạch vòng 110KV Châu Thành - Tân Biên và 2 trạm 110/22kV Hòa

Thành và Dƣơng Minh Châu.

Hệ thống lƣới điện phân phối tỉnh Tây Ninh đƣợc cấp điện từ các trạm

110/22kV nhƣ sau:

- Trạm 110/22kV Tây Ninh (63+40)MVA có 9 phát tuyến: 471TN, 473TN,

475TN, 477TN, 479TN, 481TN, 472TN, 474TN, 476TN, 478TN.

- Trạm 110/22kV Tân Hƣng (25+40)MVA có 6 phát tuyến: 473TH, 475TH,

472TH, 476TH, 480TH.

- Trạm 110/22kV Tân Biên 40MVA có 5 phát tuyến: 472TBI, 474TBI,

476TBI, 478TBI, 480TBI.

52

- Trạm 110/22kV Suối Dộp 40MVA có 4 phát tuyến: 472SD, 474SD, 476SD,

478SD.

- Trạm 110/22kV Thạnh Đức (2x25)MVA có 5 phát tuyến: 471TĐ, 473TĐ,

475TĐ, 472TĐ, 474TĐ.

- Trạm 110/22kV Bến Cầu (25+40)MVA có 5 phát tuyến: 473BC, 475BC,

479BC, 472BC, 474BC.

- Trạm 110/22kV Trảng Bàng (40+25)MVA có 7 phát tuyến: 471TB, 473TB,

475TB, 477TB, 472TB, 474TB, 478TB.

- Trạm 110/22kV KCN Trảng Bàng 40MVA có 4 phát tuyến: 471KCN,

473KCN, 475KCN, 477KCN.

- Trạm 110/22kV Phƣớc Đông 63MVA có 6 phát tuyến: 471PĐ, 473PĐ,

475PĐ, 477PĐ, 479PĐ, 481PĐ.

(Nguồn: Phòng Điều độ ngày 30/3/2015 - Công ty Điện lực Tây Ninh)

Với quy mô lƣới điện 110kV đƣợc EVN SPC đầu tƣ phủ khắp địa bàn tỉnh và

9 trạm 110/22kV với tổng dung lƣợng 531 MVA phủ kín (mỗi huyện đều có trạm

110/22kV) nên bán kính cấp điện các xuất tuyến 22kV cũng tƣơng đối không quá

xa (từ 17-30km) nên điện áp phía trung áp luôn đảm bảo trong phạm vi cho phép.

Hiện nay đang xây dựng thêm trạm 110/22kV 40MVA tại khu vực huyện Hòa

Thành đảm bảo cấp điện khu Công nghiệp Chà Là, hỗ trợ cấp điện trạm 110/22kV

Thạnh Đức huyện Gò Dầu.

2.2.2.2 Lƣới điện trung hạ thế

Khái quát về hệ thống lƣới điện trên địa bàn tỉnh, cũng nhƣ tình hình cung cấp

điện của Công ty Điện lực Tây Ninh:

Hệ thống lƣới điện: Hiện nay, lƣới điện đã phủ khắp địa bàn tỉnh, hầu hết các

huyện đầu đã có trạm biến áp 110/22kV (chỉ còn 02 huyện Hòa Thành và Dƣơng

Minh Châu đang triển khai xây dựng); Lƣới điện phân phối thì đã đƣợc đƣa về tận

các khu dân cƣ vùng sâu, vùng xa, với tỷ lệ hộ dân có điện hiện nay đạt 99,5%.

53

Hiện Công ty Điện lực Tây Ninh đang quản lý và vận hành: 2.582,86km

đƣờng dây trung thế, 4.448,8km đƣờng dây hạ thế với 7.345 trạm biến áp có tổng

dung lƣợng là 906.852,5kVA.

Tình trạng cosφ đầu phát tuyến các trạm biến áp 110/22kV đều ở mức cao từ

0,95 trở lên. Đặc biệt EVN SPC và 21 Công ty Điện lực phía Nam luôn quan tâm

đến công tác bù trung hạ thế trên lƣới điện phân phối.

Công tác lắp đặt hệ thống bù lƣới điện trung hạ thế trên địa bàn tỉnh Tây Ninh

đƣợc lãnh đạo Công ty cũng nhƣ lãnh đạo các Điện lực trực thuộc thực hiện nghiêm

túc nhằm giảm chuyên chở công suất phản kháng trên lƣới điện, nhằm giảm dòng

điện trên lƣới phân phối để giảm tổn thất điện năng.

Tình trạng kết lƣới tuyến trục 22kV (cỡ dây 240mm2, 185mm

2) giữa các trạm

110/22kV đƣợc Công ty Điện lực Tây Ninh đặc biệt chú trọng nhằm hỗ trợ nguồn

qua lại giữa các trạm 110/22kV khi có xảy ra sự cố hoặc có cắt điện công tác trên

diện rộng nhằm thực hiện đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện

2.3. Thực trạng tổn thất điện năng tại Công ty Điện lực Tây Ninh

2.3.1 Thực trạng

* Điện nhận đầu nguồn:

Điện nhận đầu nguồn năm 2010 là 1.276,82 triệu kWh và tăng đều trong các

năm tiếp theo. Năm 2014, điện nhận đầu nguồn năm đạt 2.059,3 triệu kWh, tăng

61% so với năm 2010. Nhƣ vậy, trong 5 năm hoạt động, lƣợng điện mua đầu nguồn

đã tăng gần gấp 1,6 lần, điều đó thể hiện nhu cầu về điện tại tỉnh Tây Ninh ngày

càng cao.

*Điện thƣơng phẩm:

Điện thƣơng phẩm 2010 là 1.161,89 triệu kWh. Điện thƣơng phẩm năm 2014

đạt 1.775,9 triệu kWh, tăng 20% so với năm 2013, tăng 53% so với năm 2010. Nếu

tính thêm phần thƣơng phẩm bán qua CPC thì tốc độ tăng thƣơng phẩm đến 67,4%

so với năm 2010.

54

Qua số liệu trên ta thấy, tốc độ tăng trƣởng của điện năng thƣơng phẩm tăng

nhanh hơn điện đầu nguồn, điều đó chứng tỏ lƣợng điện năng tổn thất giảm dần

trong các năm.

Điện thƣơng phẩm tăng nhanh do một số nguyên nhân chính sau:

- Do thực hiện chính sách mời gọi đầu của tỉnh Tây Ninh vào các khu công

nghiệp, cụm công nghiệp trên địa bàn tỉnh trong thời gian qua nên tốc độ tăng

thƣơng phẩm rất cao bình quân 16,9% từ năm 2010 đến 2014

- Nhu cầu tiêu dùng điện ngày càng lớn, chủ yếu là khách hàng tƣ gia nên nhu

cầu về điện ngày càng nhiều.

- Mức tăng trƣởng chung của nền kinh tế quốc dân dẫn đến các thành phần phụ

tải tiêu dùng, điện cho sản xuất, kinh doanh và dịch vụ, chiếu sáng. . . . ngày càng

tăng.

2.3.2 Đánh giá chung

Để chi tiết hơn, ta đi sâu phân tích tốc độ tăng trƣởng và tỷ trọng các ngành sử

dụng điện trên địa bàn thông qua bảng phân tích cơ cấu thành phần phụ tải

Bảng 2.5 Cơ cấu thành phần phụ tải của

Công ty Điện lực Tây Ninh giai đoạn 2010 – 2014

T

T Chỉ tiêu ĐV

Năm So sánh

2010 2011 2012 2013 2014 14/10 14/13

1 Nông, lâm nghiệp, thủy sản trkWh

8,303

10,788

13,075

17,908

21,294 256% 119%

2 Công nghiệp xây dựng trkWh 599,035

626,379

766,413

864,654

1.111,667 186% 129%

3 Thƣơng nghiệp dịch vụ trkWh

15,866

16,985

19,518

21,322

30,251 191% 142%

4 Quản lý tiêu dung trkWh

397,308

418,146

470,016

520,800

555,570 140% 107%

5 Hoạt động khác trkWh

141,386

38,861

48,635

55,184

57,118 40% 104%

6 Điện thƣơng phẩm trkWh

1.161,898

1.111,160

1.317,658

1.479,868

1.775,900 153% 120%

55

Nguồn: Báo cáo kinh doanh hàng năm- Công ty Điện lựcTây Ninh

Hình 2.4 Biểu đồ phản ánh cơ cấu điện TP của Công ty điện lực Tây Ninh giai đoạn 2010-2014

-

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

1,400,000

2010 2011 2012 2013 2014

3 Thương nghiệp dịch vụ trkWh

2 Công nghiệp xây dựng trkWh

1 Nông, lâm nghiệp, thủy sảntrkWh

5 Hoạt động khác trkWh

4 Quản lý tiêu dùng trkWh

Trong các năm qua sản luợng điện dùng cho thƣơng nghiệp, dịch vụ, nông lâm

nghiệp thủy sản và dùng cho các hoạt động khác rất ít, chiếm tỷ trọng rất nhỏ. Thay

vào đó là tăng sản lƣợng điện dùng cho công nghiệp xây dựng và quản lý tiêu dùng.

* Đặc điểm của từng loại hộ tiêu thụ:

- Điện năng tiêu thụ cho công nghiệp, xây dựng: Điện năng cho thành phần

công nghiệp tăng ổn định qua các năm, năm 2010 tăng 22,07% so với năm 2009 và

năm 2011 tăng 24,6% so với năm 2010 và đến năm 2014 tăng 28,57% so với năm

2013. Sau 5 năm, sản lƣợng điện thƣơng phẩm dùng cho công nghiêp, xây dựng đã

tăng 186%. Cung cấp điện cho công nghiệp thƣờng là lƣới trung áp, nên tổn thất

thƣờng ổn định ở mức thấp. Tuy nhiên, có nhiều nhà máy xí nghiệp trang bị thiết bị

lạc hậu, xuống cấp, hiệu suất thấp với hệ số cos <0,9. Vì vậy, Công ty cần lắp các

56

hệ thống tụ bù trên các đƣờng dây trung áp. Phụ tải ổn định, tiêu thụ điện năng lớn.

Nên khuyến khích sử dụng điện vào giờ thấp điểm.

- Quản lý tiêu dùng dân cƣ: Điện năng cho quản lý tiêu dùng chiếm tỉ trọng

tƣơng đối sau công nghiệp xây dựng, năm 2010 đạt 397,308 triệu kWh chiếm

41,63% điện năng thƣơng phẩm của Công ty thì đến năm 2014 đạt 555,57 triệu

kWh chiếm 31,28% điện năng thƣơng phẩm của Công ty. So sánh các năm thì nhận

thấy điện tiêu dùng cho dân cƣ cũng tăng hàng năm, đến năm 2014 đạt 555,570

triệu kWh, vƣợt 6,68% so với năm 2013 và hơn 39,83% so với năm 2010. Đây là

thành phần phức tạp trong quản lý cũng nhƣ gây ra nhiều tổn thất điện năng (chủ

yếu là tổn thất thƣơng mại). Đồ thị phụ tải chênh lêch giữa Pmax và Pmin lớn, do nhu

cầu sinh hoạt chủ yếu tập chung vào giờ cao điểm (17h-20h), trong khi vào giờ thấp

điểm (22h-4h) lại sử dụng rất ít làm cho chênh lệch đồ thị phụ tải là rất lớn.

Qua phân tích trên ta thấy, tỷ trọng tiêu dùng điện thƣơng phẩm đang có sự

dịch chuyển dần dần trong cơ cấu ngành qua các năm. Cụ thể: khi các khu, cụm

công nghiệp đi vào hoạt động, tỷ trọng điện dùng cho tiêu dùng dân cƣ giảm dần từ

chiếm 41,63% điện thƣơng phẩm (năm 2010) thì đến năm 2014 chỉ còn chiếm

31,28% điện năng thƣơng phẩm của Công ty. Chính điều này cũng giúp cho Công

ty giảm đƣợc tổn thất điện năng thƣơng mại.

Tình hình tổn thất trung áp, hạ áp tại Công ty

Tổn thất điện năng trong khâu truyền tải và phân phối điện luôn là một trong

những chỉ tiêu KT-KT quan trọng nhất trong hoạt động sản xuất kinh doanh của

ngành điện nói chung trong đó có của Tổng Công ty Điện lực miền Nam và Công ty

Điện lực Tây Ninh. Việc giảm tổn thất điện năng luôn là mối quan tâm hàng đầu

của các Công ty Điện lực. Trong những năm qua, tận dụng mọi nguồn lực, bằng

mọi nỗ lực của mình, Công ty Điện lực Tây Ninh đã đạt đƣợc những thành công

nhất định, từng bƣớc giảm tổn thất hoàn thành kế hoạch Tổng Công ty giao

57

Bảng 2.6 Tình hình thực tế TTĐN của PCTN giai đoạn 2010- 2014

T

T Chỉ tiêu ĐV

Năm So sánh tăng,

giảm

2010 2011 2012 2013 2014 14/10 14/13

1 Điện đầu nguồn kWh

1.276.824,547

1.325.523,74

1.578.492,626

1.749.805,39

2.059.297,3

2 Điện thƣơng phẩm kWh

1.199.229 1.111.160 1.317.658 1.479.868 1.775.900

3

Tỷ lệ tổn thất TH %

6,57

6,36

6,28

5,65

5,54 -1,03% -0,11%

KH giao % 6,90 6,50 6,34 6,20 5,85

So sánh tăng, giảm % -0,33 -0,14 -0,06 -0,55 -0,31

4 Điện tổn thất trkWh 77,595

84,406

99,186

98,917

114,110

Nguồn- Báo cáo kinh doanh từ năm 2010 đến năm 2014- Công ty Điện lực Tây Ninh

Hình 2.5 Biểu đồ phản ánh tình hình thực hiện tổn thất điện năng của

Công ty Điện lực Tây Ninh giai đoạn 2010-2014

77.59584.406

99.186

114.11

98.917

0

1

2

3

4

5

6

7

8

2010 2011 2012 2013 2014

Tỷ lệ t

ồn

th

ất

(%)

0

20

40

60

80

100

120

Điệ

n n

ăn

g t

ôn

r th

ất

(trk

Wh

)

Tỷ lệ tổn thất TH % KH giao % Điện tổn thất trkWh

58

Bảng 2.7 Tình hình thực tế tổn thất điện năng của

Các Điện lực trực thuộc giai đoạn 2010- 2014

Nguồn - Báo cáo kinh doanh từ năm 2010 đến năm 2014 - PCTN

Bảng 2.8 Tổng điện năng nhận, thƣơng phẩm, tổn thất lƣới hạ áp

Năm Điện năng nhận

(kWh) Điện năng thƣơng

phẩm (kWh)

Điện năng tổn thất

(kWh) Tỷ lệ (%)

2013 625.512.817 581.689.944 43.822.873 7,01

2014 645.965.579

600.628.179 45.742.319 7,08

Quý 1-

2015

167.232.339 153.385.169 13.847.170 8,28

(Nguồn phòng KT.GSMBĐ Công ty Điện lực Tây Ninh)

TT Đơn vị Điện lực Năm

2010 2011 2012 2013 2014

1 TP.Tây Ninh 4,03 3,97 3,87 3,69 4,09

2 Hoà Thành 8,74 6,83 8,82 7,21 7,07

3 ĐL Châu Thành 6,99 6,73 8,19 6,21 6,73

4 Dƣơng Minh Châu 7,99 9,22 7,55 6,63 6,31

5 Trảng Bàng 3,49 2,84 2,74 2,76 2,82

6 Gò Dầu 5,10 4,96 4,82 4,52 3,46

7 Bến Cầu 3,96 4,28 3,29 2,44 3,00

8 Tân Châu 8,55 7,17 6,71 7,38 7,18

9 Tân Biên 4,09 3,65 4,03 4,65 5,48

Toàn Công ty 6,57 6,36 6,28 5,65 5,54

59

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

Quí I Quí II Quí III Quí IV Quí I Quí II Quí III Quí IV Quí I Quí II Quí III Quí IV Quí I Quí II Quí III Quí IV

Tổn thất

Năm 2011 Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

%

(Hình 2.6: biểu đồ TTĐN theo quý, nguồn phòng KH/KT Công ty Điện lực Tây Ninh)

2.3.3 Tổn thất kỹ thuật tính toán

2.3.3.1 Tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật phần mềm PSS/ADEPT

2.3.3.1.1 Tổn thất công suất và điện năng trên đƣờng dây

Để thuận tiện, ta nêu phƣơng pháp tính toán tổn thất lƣới 22kV tuyến 476SD

trạm 110/22kV 40MVA Suối Dộp khu vực huyện Châu Thành trên phần mềm

PSS/ADEPT.

Phát tuyến 476SD là 1 phát tuyến trọng điểm của huyện Châu Thành, Điện

năng cung cấp hầu hết cho các phụ tải trọng điểm của Huyện: UBND Huyện, Bệnh

viện huyện, các khối cơ quan hành chánh sự nghiệp của huyện.

Phát tuyến 476SD nhận điện áp 22kV từ trạm 110/22kV Suối Dộp, kết nối

với lƣới điện 22kV của Huyện tại trụ 184B/33B thuộc nhánh rẽ Cầu Da. Cung cấp

điện cho khu vực Thị trấn Châu Thành từ trụ 184B/33B đến trụ 184B/39 tuyến

đƣờng dây Thị trấn Châu Thành, cung cấp điện cho xã Hảo Đƣớc từ trụ 184B/33B

đến trụ 184B/103 nhánh rẽ Cầu Da.

60

61

Hình 2.7 Sơ đồ và thông số kỹ thuật tuyến 476SD: tiết diện, khoảng cách giữa

các điểm nút.

Phần đƣờng dây (Đƣợc thống kê tại PL2.1)

Từ trụ 1 đến T.184B/33B sử dụng dây 3xAC185mm2 + 1AC120mm2, có

tổng chiều dài trục chính là 0,623km; từ trụ 184B/34 đến T.184B sử dụng dây

3xAC95mm2 + 1AC70mm2, có tổng chiều dài trục chính là 2,274km:

Ngoài ra còn có các nhánh rẽ đƣợc thống kê ở phụ lục 2.1

Sơ đồ lƣới điện tuyến 476SD và các thông số kỹ thuật phục vụ tính toán đƣợc trình

bày trên hình 2.7. Các thông số trạm biến áp đƣợc tổng hợp trong PL 2.2

Thu thập thông số vận hành dòng điện trung bình của năm theo giờ hoạt động tuyến

476SD năm 2014 tổng hợp trong bảng 2.10.

Bảng 2.9 Các thông số kỹ thuật chi tiết tuyến 476SD xem PL2.1;PL 2.2

Số liệu phụ tải tuyến 476SD trong năm 2014 (Nguồn P.ĐĐ Cty PCTN)

Giờ 1H 2H 3H 4H 5H 6H 7H 8H 9H 10H 11H 12H

Itb nam 85,10 84,07 82,14 83,12 82,33 85,05 81,73 85,83 90,32 87,92 80,66 82,30

Giờ 13H 14H 15H 16H 17H 18H 19H 20H 21H 22H 23H 24H

Itb nam 89,28 94,06 93,45 96,77 88,54 95,42 95,57 95,75 99,52 95,12 89,74 88,763

Bảng 2.10 dòng điện trung bình của năm 2014 theo giờ hoạt động tuyến 476SD

Nhƣ vậy dòng điện trung bình theo thời gian trên tuyến 476 SD năm 2014 (theo thực tế)

-Từ 23h-5h: Imax=85,48A

-Từ 5h-8h:Imax=83,04A

-Từ 8h-17h: Imax= 88,91A

-Từ 17h-23h: Imax=96,3A

Số liệu tổng kết của lƣới điện tuyến 476SD

62

TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TUYẾN 476SD

Tính toán tổn thất điện năng đƣờng dây

Trong khung Network chọn thƣ mục line, chọn tất cả các đoạn dây dẫn trong

thƣ mục line.

Trong khung Snapshot ta chọn thời gian (chọn từng thời điểm tính toán tổng

cộng 24h) nhƣ sau: từ 23h-05h, 05h-08h, 08h-17h, 17h-23h...

Bấm biểu tƣợng Load flow calculation để chạy chƣơng trình với snapshot và

các đoạn đƣờng dây đã chọn.

Chọn menu Report, chọn Branch Loss Report. Kết quả ta sẽ có tổn thất điện

năng phần đƣờng dây tƣơng ứng với thời gian đƣợc chọn, tiếp tục thực cho đến khi

thời gian 24h trong 1 ngày bằng bao nhiêu kWh.

KHAI BÁO THÔNG SỐ LÊN SƠ ĐỒ LƢỚI ĐIỆN PSS/ADEPT

Chạy PSS/ADEPT theo từng thời điểm ta đƣợc số liệu nhƣ sau:

Hình 2.8: Dòng điện tại lộ ra tuyến 476SD lúc 23h-5h mô phỏng trên PSS/ADEPT

63

Hình 2.9: Dòng điện tại lộ ra tuyến 476SD lúc 5h-8h mô phỏng trên PSS/ADEPT

Hình 2.10 Dòng điện tại lộ ra tuyến 476SD lúc 8h-17h mô phỏng trên PSS/ADEPT

Hình 2.11 Dòng điện tại lộ ra tuyến 476SD lúc 17h-23h mô phỏng trên

PSS/ADEPT

64

Hình 2.12 Dòng điện lớn nhất tại lộ ra tuyến 476SD mô phỏng trên PSS/ADEPT

- Số liệu dòng điện, công suất xem phụ lục 2.3 trang 14

BẢNG SO SÁNH DÕNG ĐIỆN

Muối giờ Dòng điện thực tế (A) Dòng điện trên phần mềm

PSS/ADEP (A)

23h-5h 85,48 84,58

5h-8h 83,04 82,86

8h-17h 88,91 88,32

17h-23h 96,3 96,8

Từ bảng so sánh trên ta thấy dòng điện thực tế và dòng điện chạy trên phần

mền PSS/ADEPT là nhƣ nhau.

=> Sử dụng kết quả trên phần mềm PSS/ADEPT để tính tổn thất trên đƣờng

dây.

Với kết quả xuất ra từ chƣơng trình (phụ lục 2.3 tổn thất công suất DD-MBA

trang 20) ta có:

31,48P kW ; 61,37Q kVAR

* Vậy tổn hao điện năng phần đƣờng dây và MBA khi có tải là:

65

cuBA ddS S 31,48 61,37P Q j (kVA)

*Tính Po cho kết quả tổng tổn hao không tải của MBA nhân với 24 giờ.

Nhƣ vậy ta có tổng tổn thất điện năng của phần đƣờng dây và trạm trong 1

ngày là dA (Wh), tỉ số dA/Atuyến = % tổn thất điện năng trên tuyến.

Tổn thất không tải của MBA trên toàn tuyến 476SD đƣợc thống kê phụ lục 2.2

trang 9 ta có 0% 2,27I

Vậy tổn thất không tải của MBA trên toàn tuyến 476SD theo phụ lục 2.2 0% 2,27I

Tổn thất công suất phản kháng không tải.

Có 0% 2,27I

=> 2,27 15.513

352,5( )100

oQ kVAr

=> 0 0 0 36 352,5BAS P j Q j (kVA)

Phần mềm tính toán PSS/ADEPT đã tính toán cả tổn thất điện năng có tải

MBA, do đó ta không cần tính toán tổn thất có tải MBA. Vậy tổng tổn thất công

suất trên toàn tuyến 476SD

0BA cuBA ddS S S S

(31,48 36) (61,37 352,5) 67,48 413,87S j j (kVA)

Công suất cực đại từ chƣơng trình PSS/ADEPT:

66

Pmax = 3.950,32 kW

Điện năng nhận của tuyến 476SD trong năm 2014:

32.747.331( )A kwh (đƣợc cung cấp từ phòng KD ĐLCT)

Thời gian sử dụng công suất cực đại của tuyến 476SD

max

max

32.747.3318.289,8( )

3.950,32

AT h

P

Thời gian sử dụng công suất lớn nhất của tuyến 476SD

4 2(0,124 8.289,8 10 ) 8.760 7.955,6( )h

Tổn thất điện năng trên toàn tuyến 476SD trong năm 2014

0 ( )

36 8.760 31,48 7.955,6 565.803( )

MBA nam d cuMBAA P t P P

A kwh

Vậy tổn thất trên tuyến 476SD trong năm 2014

%565.803

1,73%32.747.331

tonhao

nhan

AA

A

SO SÁNH KẾT QUẢ VỚI THỰC TẾ

% tổn thất thực tế % tổn thất PSS/ADEP Ghi chú

2% 1,73% Sai số trong tính toán,

chƣa tính đến khâu TTKD

67

Tính toán tƣơng tự nhƣ tuyến 476SD trạm 110/22kV- 40MVA Suối Dộp ta

có tổn thất và tỷ lệ tổn thất các phát tuyến trung thế 22kV tỉnh Tây Ninh nhƣ bảng

2.11

Bảng 2.11 So sánh kết quả tổn thất tính toán và thực tế

Các xuất tuyến 22kV Thực tế năm 2014 Tính toán năm

2014

So sánh

Điện

năng tổn

thất

Tỷ lệ tổn

thất (%)

Điện

năng

tổn thất

Tỷ lệ

tổn thất

(%)

Điện

năng tổn

thất

Tỷ lệ

tổn

thất

(%) (kWh) (kWh) (kWh) Điện lực Thành Phố Tây Ninh 471TN máy 1T Tây Ninh 477.709 1,97 461.400 1,90 16.309 0,07

472TN máy 2T Tây Ninh 412.615 1,23 398.767 1,19 13.848 0,04

473TN máy 1T Tây Ninh 191.582 2,64 181.900 2,51 9.682 0,13

474TN máy 2T Tây Ninh 160.766 3,55 157.714 3,48 3.052 0,07

475TN máy 1T Tây Ninh 303.987 2,67 288.041 2,53 15.946 0,14

476TN máy 2T Tây Ninh 298.592 2,40 283.442 2,28 15.150 0,12

477TN máy 1T Tây Ninh 791.196 3,27 756.277 3,13 34.919 0,14

478TN máy 2T Tây Ninh 480.666 2,55 441.360 2,34 39.306 0,21

479TN máy 1T Tây Ninh 1.818.694 3,14 1.745.399 3,01 73.295 0,13

481TN máy 1T Tây Ninh 803.305 2,81 743.956 2,60 59.349 0,21

Điện lực Gò Dầu

477TB - Gia Bình 613.491 2,93 590.043 2,82 23.448 0,11

471TĐ Thạnh Đức 773.424 3,42 744.024 3,29 29.400 0,13

472TĐ Thạnh Đức 1.339.346 3,02 1.263.240 2,85 76.106 0,17

473TĐ Thạnh Đức 966.489 2,72 907.031 2,55 59.458 0,17

474TĐ Thạnh Đức 504.085 2,86 482.564 2,74 21.521 0,12

471PĐ Phƣớc Đông 4.789.953 2,89 4.595.094 2,77 194.859 0,12

Điện lực Trảng Bàng

471TB máy 1T_Trảng Bàng 580.781 2,18 530.162 1,99 50.619 0,19








471 KCN Trảng Bàng 745.301 1,57 659.852 1,39 85.449 0,18

473 KCN Trảng Bàng 2.091.105 1,61 1.978.290 1,52 112.815 0,09

475 KCN Trảng Bàng 578.748 2,27 543.054 2,13 35.694 0,14

477 KCN Trảng Bàng 312.866 1,45 282.658 1,31 30.208 0,14

477 Ben Cau 402.160 2,52 372.978 2,34 29.182 0,18

XT-477-DH-Xuất tuyến 477 Đức Huệ 3.754 2,01 3.324 1,78 430 0,23

Điện lực Tân Châu

480TH 6.119.209 9,23 5.196.331 7,84 922.878 1,39

68

473TH 1.427.767 3,66 1.321.064 3,39 106.703 0,27

475TH 2.333.305 3,50 2.121.906 3,18 211.399 0,32

476TH 522.573 3,60 465.749 3,21 56.824 0,39

478TH 715.883 3,19 661.015 2,95 54.868 0,24

472TH 2.411.597 4,38 2.314.582 4.20 97.015 0,18

Điện lực Châu Thành

471TN 46.685 3,53 44.925 3,40 1.760 0,13

472SD 1.430.012 3,69 1.361.062 3,51 68.950 0,18

474SD 1.555.536 3,46 1.486.986 3,31 68.550 0,15

476SD 654.947 2,00 565.803 1,73 89.144 0,27

478SD 1.947.197 3,68 1.875.125 3,54 72.072 0,14

Điện lực Dƣơng Minh Châu

471 máy 2T - Thạnh Đức 1.373.355 4,69 1.204.612 4,11 168.743 0,58

473 máy 2T - Thạnh Đức 392.877 3,64 348.624 3,23 44.253 0,41

475 máy 2T - Thạnh Đức 316.384 1,37 263.268 1,14 53.116 0,23

475 máy 2T - Tây Ninh 871.536 2,05 844.690 1,99 26.846 0,06

478 máy 2T - Tây Ninh 3.826.891 4,76 3.450.253 4,29 376.638 0,47

Điện lực Tân Biên

472TBI trạm Tân Biên 1.358.703 4,75 1.240.703 4,34 118.000 0,41

474TBI trạm Tân Biên 2.916.371 5,02 2.817.610 4,85 98.761 0,17

476TBI trạm Tân Biên 1.355.490 4,76 1.235.995 4,34 119.495 0,42

478TBI trạm Tân Biên 905.114 2,40 862.196 2,29 42.918 0,11

480TBI trạm Tân Biên 133.027 5,42 120.019 4,89 13.008 0,53

Điện lực Hoà Thành

471 TN 3.582.874 8,25 3.343.384 7,70 239.490 0,55

472 TN 1.742.177 6,21 1.669.856 5,95 72.321 0,26

476 TN 1.505.499 2,33 1.362.790 2,11 142.709 0,22

Điện lực Bến Cầu

472BC 1.242.163 1,92 1.176.344 1,82 65.819 0,10

473BC 675.034 1,91 633.554 1,79 41.480 0,12

474BC 1.772.151 2,35 1.679.258 2,23 92.893 0,12

2.3.4 Tổn thất thƣơng mại

Trên cơ sở lý thuyết, tổn thất điện năng trên lƣới điện đƣợc chia làm 2 thành

phần: Tổn thất kỹ thuật và tổn thất kinh doanh.

Theo bảng 2.13, kết quả tính toán tổn thất điện năng lƣới điện trung thế và

tổn thất điện năng thực tế, ta nhận thấy điện năng tổn thất và tỷ lệ tổn thất tính toán

của các xuất tuyến 22kV giữa các huyện và thành phố có sự chênh lệch, đối với các

Điện lực huyện có khu công nghiệp nhƣ Trảng Bàng, Gò Dầu, Bến Cầu, Dƣơng

Minh Châu, Thành phố Tây Ninh, Bến Cầu, Châu Thành (cụm công nghiệp) thì tổn

thất điện năng nhỏ, đồng thời chênh lệch với thực tế không cao có thể chấp nhận, do

tỷ trọng sản lƣợng điện công nghiệp xây dựng chiếm trên 60%, Có nghĩa là điện

69

năng tổn thất và tỷ lệ tổn thất của lƣới điện 22kV hầu nhƣ do thành phần tổn thất kỹ

thuật gây nên và có tỷ lệ tổn thất nhỏ ở mức chấp nhận đƣợc.

Ngoài ra, các xuất tuyến 22kV có tiết diện dây dẫn nhỏ, phụ tải cách xa trạm

biến áp 110/22kV nhƣng luôn vận hành trong tình trạng đầy hoặc quá tải cục bộ nhƣ

xuất tuyến 480TH (Điện lực Tân Châu) có điện năng tổn thất, tỷ lệ tổn thất cao hơn

so với các xuất tuyến khác. Tỷ lệ tổn thất điện năng trên xuất tuyến này ở mức cao

và có sản lƣợng điện nhận lớn.

Sau khi tính toán tổn thất điện năng các xuất tuyến năm 2014, ta có tỷ lệ

chênh lệch giữa điện năng tổn thất thực thế và điện năng tổn thất qua tính toán nhƣ

sau:

Tuyến 480TH: Tổn thất điện năng thực tế cao hơn tổn thất điện năng tính

toán 922.878kWh/năm tƣơng đƣơng 1,39%.

Dựa vào số liệu trên, tổn thất điện năng lƣới điện trung thế trên địa bàn tỉnh

Tây Ninh chủ yếu là thành phần tổn thất kỹ thuật gây nên không thể tránh khỏi do:

+ Vận hành lƣới điện với bán kính cấp điện xa, cần cải tạo thay dây dẫn phù

hợp với sự phát triển phụ tải ở khu vực.

+ Xuất tuyến 480TH (từ trụ 123 đến cuối tuyến) đƣợc xây dựng và vận hành

lâu năm, tiết diện nhỏ sử dụng dây trục chính AC70, AC50, tiết diện dây dẫn nhỏ

dẫn đến vào thời điểm cao tải dây dẫn quá tải, phụ tại tập trung ở cuối nguồn.

+ Công ty Điện lực Tây Ninh đã thƣờng xuyên thực hiện các giải pháp hoán

chuyển các máy biến áp phù hợp với công suất phụ tải. Nhƣng do phụ tải thay đổi

nhanh nên vẫn còn một số MBA vẫn hành quá tải hoặc non tải.

+ Lƣợng công suất phản kháng phải truyền tải còn lớn, việc bố trí các bộ tụ

bù công suất phản kháng chƣa đƣợc hợp lý. Cần lựa chọn vị trí lắp đặt tụ bù tối ƣu

và bổ xung công suất bù trên đƣờng dây.

70

Mặc dù có sự chênh lệch giữa tổn thất điện năng giữa tính toán và thực tế

không cao, nhƣng sự chênh lêch này chính là tổn thất do thành phần kinh doanh gây

lên, nguyên nhân gây ra lƣợng tổn thất này do:

+ Do điện kế đo đếm không chính xác

+ Tổn thất điện năng khách hàng tác động vào hệ thống đo đếm

+ Ghi chỉ số sai lệch ; + Tổn thất do khách hàng cố ý lấy cắp điện

Ngoài những nguyên nhân có thể giảm tổn thất bằng việc phải đầu tƣ thay

thế thì cũng có những biện pháp giảm tổn thất là chính cán bộ công nhân viên điện

lực có thể xử lý nhƣ nối đúng kỹ thuật các mối nối. Vận hành các TBA kinh tế. Có

kế hoạch luân chuyển những máy biến áp theo công suất phù hợp với từng vùng.

Thực hiện việc đo đạc dòng định kỳ và san tải kịp thời.

2.4. Tiềm năng giảm TTĐN tại Công ty Điện lực Tây Ninh.

Biểu 2.12 Tình hình thực tế TTĐN của PCTN giai đoạn 2010- 2014

T

T Chỉ tiêu ĐV

Năm So sánh tăng,

giảm

2010 2011 2012 2013 2014 14/10 14/13

1 Điện đầu nguồn kWh

1.276.824,547

1.325.523,74

1.578.492,626

1.749.805,39

2.059.297,3

2

Điện thƣơng

phẩm kWh

1.199.229 1.111.160 1.317.658 1.479.868 1.775.900

3

Tỷ lệ tổn thất TH %

6,57

6,36

6,28

5,65

5,54 -1,03% -0,11%

KH giao % 6,90 6,50 6,34 6,20 5,85

So sánh tăng,

giảm % -0,33 -0,14 -0,06 -0,55 -0,31

4 Điện tổn thất trkWh

77,595

84,406

99,186

98,917

114,110

Qua số liệu thống kê tình hình thực chỉ tiêu tổn thất điện năng của Công ty

Điện lực Tây Ninh từ năm 2010 đến 2014 ta thấy hàng năm Công ty Điện lực Tây

Ninh đều thực hiện đạt kế hoạch Tổng Công ty Điện lực miền Nam giao.

71

Nhƣ đã trình bày đầu chƣơng II, trên địa bàn tỉnh Tây Ninh đƣợc Tổng Công

ty Điện lực miền Nam đầu tƣ các trạm 110/22kV ở hầu hết các huyện, thị, hiện nay

đang đầu tƣ xây dựng trạm 110/22kV-40MVA huyện Hòa Thành (dự kiến đƣa vào

sử dụng trong tháng 8/2015) khi đó huyện Hòa Thành và một phần huyện Dƣơng

Minh Châu nhận điện qua trạm này sẽ giảm bán kính cấp điện khi nhận từ trạm Tây

Ninh, trạm 110/22kV Phƣớc Đông 2, lắp MBA T2 - 40MVA trạm 110kV KCN

Trảng Bàng (dự kiến tháng 4/2015), lắp MBA T1 - 40MVA trạm 110kV Tân Biên

(dự kiến tháng 8/2015),

Mặt khác trong nhiều năm qua với tốc độ tăng trƣởng điện thƣơng phẩm trên

16,9%/năm do chính sách kêu gọi đầu tƣ của tỉnh nhà, Tây Ninh đã đầu tƣ nâng cấp

các xuất tuyến 22kV ở các trạm 110/22kV trên địa bàn. Hiện nay còn một số phát

tuyến 22kV nhƣ 480TH chƣa đƣợc đầu tƣ nâng cấp nên tổn thất điện năng trên xuất

tuyến lớn. Việc thực hiện chỉ tiêu tổn thất tại các Điện lực huyện, thị có sự chênh

lệch, đối với các huyện có khu công nghiệp tập trung thì tổn thất thấp, các huyện có

cụm công nghiệp hoặc các phụ tải phân tán xa nguồn trạm 110/22kV thì tổn thất

tƣơng đối cao.

Việc lắp đặt hệ thống tụ bù trung thế trên đƣờng dây phân phối 22kV và hệ

thống bù hạ thế trên lƣới công cộng 0,22-0,4kV đƣợc Công ty Điện lực Tây Ninh

đặc biệt quan tâm trong những năm qua, với khối lƣợng lắp đặt hàng năm rất lớn

nên đã góp phần giảm tổn thất điện năng.

Hiện nay Công ty Điện lực Tây Ninh đã di dời hoàn tất công tơ lắp đặt trong

nhà ra ngoài trụ điện lực, do đó giảm thiểu rất nhiều các trƣờng hợp ăn cắp điện trên

địa bàn.

Nhƣ vậy đối với Công ty Điện lực Tây Ninh tổn thất điện năng năm 2014 là

5,54% tiệm cận với tổn thất kỹ thuật, do đó tiềm năng giảm tổn thất tại Công ty là

tiếp tục thực hiện tốt công tác về quản lý kỹ thuật, quản lý vận và quản lý kinh

72

doanh theo Quyết định số 994/QĐ-EVN ngày 15/9/2009; đầu tƣ cải tạo sửa chữa

nâng cấp truyến 480TH (Điện lực Tân Châu); tính toán lắp bổ sung một số vị trí bù

trung thế trên các phát tuyến; đầu tƣ sửa chữa lớn lƣới hạ thế cố tổn thất trạm công

cộng trên 15%.

Tóm tắt chƣơng II

Sở Điện lực Tây Ninh đƣợc thành lập năm 1975, trên địa bàn tỉnh Tây Ninh

chỉ có một vài nơi có điện bằng nguồn máy phát diesel, chủ yếu tập trung ở các khu

vực Thị xã Tây Ninh, Thị trấn Hòa Thành, Châu Thành, Trảng Bàng và Gò Dầu.

Lúc này, Công ty Điện lực Tây Ninh có tên gọi là Sở Điện lực Tây Ninh vừa thực

hiện việc mua bán điện vừa thực hiện chức năng quản lý nhà nƣớc về điện.

Công ty Điện lực Tây Ninh với khối lƣợng quản lý vận hành đƣờng dây

trung thế: 2.582,9 km; đƣờng dây hạ thế: 4.448,8 km; trạm biến áp: 7.345 trạm biến

áp (dung lƣợng 906.852,5kVA); số hộ có điện: 290.725 hộ dân chiếm tỷ lệ 99,5%

số hộ dân trong toàn tỉnh.

Nguồn cấp điện chính cho Công ty Điện lực Tây Ninh qua 9 trạm 110/22kV,

phân phối điện phục vụ cho nhu cầu phát triển công nghiệp, nông nghiệp, ánh sáng

sinh hoạt dân cƣ trên địa bàn.

Phân tích tình hình hoạt động sản xuất kinh doanh tại Công Điện lực Tây

Ninh từ năm 2010 ÷ 2014 ta thấy, điện năng thƣơng phẩm và doanh thu tăng liên

tục theo các năm.

Điều đáng chú ý là còn phát tuyến 22kV có bán kính cấp điện trải rộng, phụ

tải không tập trung, tiết diện dây dân nhỏ dẫn đến dòng định mức nhỏ hơn dòng vận

hành thực tế.

73

CHƢƠNG III: CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

TẠI CÔNG TY ĐIỆN LỰC TÂY NINH

Từ kết quả tính toán và thực tế phân tích đánh giá thực trạng tổn thất điện

năng lƣới điện trung thế trên địa bàn tỉnh Tây Ninh đã lựa chọn và đề xuất một số

giải pháp nhằm giảm tổn thất lƣới điện 22kV Tây Ninh theo Quy hoạch phát triển

điện lực tỉnh Tây Ninh giai đoạn 2010-2015 có xét đến 2020 đã đƣợc Bộ Công

thƣơng phê duyệt theo Quyết định số 5905 ngày 11/11/2011.

3.1 Các giải pháp kỹ thuật nhằm giảm tổn thất điện năng

3.1.1 Cải tạo, hoàn thiện lưới điện phân phối đúng tiêu chuẩn kỹ

thuật

Hoàn thiện kết cấu lƣới điện theo đúng tiêu chuẩn kỹ thuật và phù hợp với

quy hoạch phát triển lƣới điện của khu vực là vấn đề cấp bách cần thực hiện.

Đối với lƣới điện khu vực tỉnh Tây Ninh. Để đảm bảo đúng yêu cầu kỹ thuật

kết cấu lƣới điện phải đảm bảo tuân theo các quy định, quy phạm ngành và tuân

theo quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Tây Ninh giai đoạn 2010-2015 có xét đến

2020 do Viện nghiên cứu Chiến lƣợc, Chính sách công nghiệp lập tháng 11/2011

đƣợc Bộ Công Thƣơng phê duyệt theo Quyết định số 5905 ngày 11/11/2011.

Lƣới điện trung thế

Tiết diện dây dẫn và bán kính cấp điện:

a) Điện áp lƣới điện trung thế: Cấp điện áp 22kV đƣợc chuẩn hoá cho phát

triển lƣới điện trung thế trên địa bàn tỉnh.

b) Cấu trúc lƣới điện:

- Khu vực thành phố, khu đô thị mới, thị xã, thị trấn và các hộ phụ tải quan

trọng, lƣới điện đƣợc thiết kế mạch vòng, vận hành hở; khu vực nông thôn, lƣới

điện đƣợc thiết kế hình tia.

74

- Các đƣờng trục trung thế mạch vòng ở chế độ làm việc bình thƣờng chỉ

mang tải từ 60-70% công suất so với công suất mang tải cực đại cho phép của

đƣờng dây.

- Sử dụng đƣờng dây trên không 22kV 3 pha 4 dây cho đƣờng trục và các

nhánh rẽ. Tại khu vực thành phố, thị xã, thị trấn và khu vực đông dân cƣ, các nhánh

rẽ cấp điện cho trạm biến áp chuyên dùng có thể sử dụng cáp ngầm hoặc cáp bọc

cách điện, cáp vặn xoắn trên không nhằm tiết kiệm vốn đầu tƣ để bảo đảm an toàn

và mỹ quan đô thị.

c) Tiết diện dây dẫn:

- Khu vực nội thành, nội thị, khu đô thị mới, khu du lịch, khu công nghiệp:

+ Đƣờng trục: Sử dụng dây nhôm lõi thép với tiết diện tƣơng đƣơng AC-

185mm2 hoặc AC-240mm

2.

+ Các nhánh rẽ: Sử dụng dây nhôm lõi thép với tiết diện 95mm2.

- Khu vực ngoại thành, ngoại thị và nông thôn:

+ Đƣờng trục, các nhánh có chiều dài lớn sử dụng lƣới 22kV 3 pha 4 dây, các

nhánh nhỏ dùng lƣới 1 pha (12,7kV). Dây dẫn dùng dây nhôm lõi thép có tiết diện

đƣờng trục 95mm2, tiết diện nhánh rẽ 50mm2;

d) Gam máy biến áp phân phối:

- Khu vực thành phố, thị xã, đô thị mới, thị trấn sử dụng các máy biến áp ba

pha có gam công suất từ 100÷630kVA;

- Khu vực nông thôn, miền núi sử dụng các máy biến áp một pha có gam

công suất từ 15kVA÷100kVA và máy ba pha công suất 75÷250kVA;

- Các trạm biến áp chuyên dùng của khách hàng đƣợc thiết kế phù hợp với

quy mô phụ tải.

Lƣới điện hạ thế

75

- Khu vực thành phố, thị xã, khu đô thị mới và các hộ phụ tải quan trọng: Sử

dụng cáp vặn xoắn ruột nhôm nổi (ABC), loại 4 ruột chịu lực, tiết diện 70mm2, bán

kính cấp điện 300÷500m.

- Khu vực ngoại thành, ngoại thị và nông thôn: Sử dụng cáp vặn xoắn ruột

nhôm nổi (ABC), loại 4 ruột chịu lực, tiết diện 50mm2, bán kính cấp điện

500÷800m.

3.1.2 Công tác quản lý kỹ thuật (QLKT), quản lý vận hành (QLVH)

- Tiếp tục thực hiện các biện pháp Quản lý kỹ thuật - Vận hành theo quyết

định 994/QĐ-EVN ngày 15/4/2009.

- Nghiêm chỉnh thực hiện các biện pháp quản lý lƣới điện tuân thủ theo các

quy trình QLVH và các hƣớng dẫn của EVN và EVN SPC về các biện pháp giảm

TTĐN.

- Tiếp tục ứng dụng chƣơng trình PSS/ADEPT thực hiện mô hình hóa lƣới

điện trung hạ áp để tính toán TTĐN kỹ thuật và phân tích tìm hiểu nguyên nhân,

tính toán phân bổ vị trí bù tối ƣu.

- Tiếp tục tăng cƣờng theo dõi tải trạm biến áp công cộng: chủ động hơn

trong công tác phát triển khách hàng, xử lý kịp thời các trạm non quá tải góp phần

làm giảm TTĐN.

- Ƣu tiên xử lý các khiếm khuyết gây tổn thất điện năng trƣớc nhƣ nối đất,

mối nối phi kỹ thuật, tập trung phân tích tổn thất điện năng theo từng cấp điện áp,

từng khu vực. Ƣu tiên thực hiện các giải pháp giảm tổn thất hạ áp.

- Thực hiện công tác cân pha đảm bảo độ lệch dòng điện pha lớn nhất và nhỏ

nhất nhỏ hơn 15%. Không để đƣờng dây và trạm biến áp vận hành quá tải. Hoán

chuyển máy biến áp non quá tải. Đảm bảo lƣới điện vận hành kinh tế.

- Theo dõi điều chỉnh điện áp tại các trạm biến áp đảm bản bằng 1,05%Uđm

vào giờ thấp điểm. Lập phƣơng án xử lý các đƣờng dây sụt áp cao. Ƣu tiên thực

hiện trƣớc đối với khu vực có sản lƣợng lớn, bán kính cấp điện xa.

76

- Nâng cấp lƣới điện 1 pha 2 dây lên 1 pha 3 dây và 1 pha 3 dây lên 3 pha 4

dây đối với lƣới điện hạ áp quá tải.

- Tăng cƣờng phối hợp với các cấp chính quyền địa phƣơng và các cơ quan

chức năng tổ chức thực hiện thƣờng xuyên và liên tục công tác tuyên truyền về an

toàn điện và bảo vệ an toàn các công trình lƣới điện cao áp trong nhân dân bằng

nhiều hình thức, có sức thu hút, lôi cuốn nhiều ngƣời ở mọi tầng lớp.

- Theo dõi tiến độ xây dựng Trạm 220/110kV Tây Ninh và các lộ ra 110kV,

các trạm 110/22kV Hòa Thành (dự kiến đƣa vào sử dụng trong tháng 8/2015), trạm

110/22kV Phƣớc Đông 2, lắp MBA T2 - 40MVA trạm 110kV KCN Trảng Bàng (dự

kiến tháng 4/2015), lắp MBA T1 - 40MVA trạm 110kV Tân Biên (dự kiến tháng

8/2015) để kịp thời báo cáo SPC đẩy nhanh tiến độ cũng nhƣ hỗ trợ các đơn vị liên

quan khi gặp trở ngại. Chuẩn bị hoàn tất phƣơng án khai thác tải các trạm trên đảm

bảo đƣa vào vận hành ngay khi nghiệm thu công trình.

3.1.3 Cải tạo lƣới điện trung thế trục chính tuyến 480TH

Từ những phân tích ở trên để giảm tổn thất điện năng cho tuyến 480TH trạm

110/22kV Tân Hƣng cần cải tạo thay dây hoàn tất tuyến 480TH, giải pháp kỹ thuật

đƣợc đƣa ra là thay dây từ trụ 123 đến trụ 323 tuyến 480TH chiều dài 15.009m hiện

hữu bằng dây AC185mm2 cho dây pha và dây AC95mm

2 cho dây trung hòa, thu hồi

3 dây AC70mm2 và 1 dây AC50mm

2 hiện hữu từ trụ 123 đến trụ 323 tuyến 480TH.

Bảng 3.1 Thông số tuyến 480TH sau khi thay dây dẫn đƣờng trục

STT Tuyến đƣờng dây

Chiều dài (M) Dây hiện hữu Vị

trí

đấu

nối

Vị trí

kết

thúc

Dây thay mới

1pha 3pha Pha Nguội Pha Nguội

Tuyến 480 Tân Hƣng

1 Đồng Pan - Kà Tum (Mạch

trên) 3585 AC70 AC50 123 159 AC185 AC95

794 AC70 AC50 159 167 AC185 AC95

2 Ka Tum - Tân Hà 6279 AC70 AC50 169 260 AC185 AC95

4351 AC70 AC50 260 323 AC185 AC95

Tổng cộng

15.009

77

Kết quả tính toán phân bố công suất và tổn thất điện năng trên tuyến 480TH

trƣớc khi thay dây bằng phần mềm PSS/ADEPT đƣợc tổng hợp trong bảng 2.11, ta

có tổn thất điện năng trên tuyến 480TH là 7,84%.

Sau khi thay dây, kết quả tính toán phân bố công suất và tổn thất điện năng

trên tuyến 480TH bằng phần mềm PSS/ADEPT đƣợc tổng hợp trong bảng PL3.1

(tr.21).

Tổn thất điện năng trên các đƣờng dây sau khi thay dây dẫn:

Tổng tổn thất công suất không tải các TBA vẫn giữ nguyên:

Có 0% 7,49I

=> 7,49 37.555

2.812,8( )100

oQ kVAr

=>0 87,66 2.812,8BA o oS P Q j (kVA)

Phần mềm tính toán PSS/ADEPT đã tính toán cả tổn thất điện năng có tải

MBA, do đó ta không cần tính toán tổn thất có tải MBA. Vì vậy tổng tổn thất công

suất tuyến 480TH là:

Nhập lại thông số tổng trở cho dây dẫn và chạy lại trên phần mềm

PSS/ADEPT ta đƣợc

Với kết quả xuất ra từ chƣơng trình PL3.1 (tr.50) tổn thất công suất DD-

MBA sau khi thay dây tuyến 480TH ta có:

618P kW

856Q kVAR

* Vậy tổn hao điện năng phần đƣờng dây và MBA khi có tải là:

78

cuBA ddS S 618 856P Q j (kVA)

Công suất cực đại từ chƣơng trình PSS/ADEPT:

P=13.789,57kW

Tổng sản lƣợng điện năng nhận của tuyến 480TH trong năm 2014 là:

66.279.734( )A kWh (đƣợc cung cấp từ phòng KD ĐLTC)

Thời gian sử dụng công suất cực đại của tuyến 480TH sau khi thay dây

max

max

66.279.7344.806( )

13.789,58

AT h

P

Thời gian sử dụng công suất lớn nhất của tuyến 480TH sau khi thay dây

4 2(0,124 4.806 10 ) 8.760 3.202( )h

Tổn thất điện năng trên toàn tuyến 480TH sau khi thay dây

0 ( )

87,66 8.760 618 3.202 2.746.737( )


A kwh

79

Vậy tổn thất trên tuyến 480TH sau khi thay dây là

2.746.7374,1%

66.279.734

tonhao

nhan

AA

A

So sánh kết quả với trƣớc khi thay dây

% tổn thất chƣa thay dây % tổn thất đã thay dây Ghi chú

7,84% 4,1% Sau khi thay dây

AC185+AC95 giảm đƣợc

3,74% tổn thất

Bảng 3.2 Kết quả tính TTĐN tuyến 480TH sau khi thay dây dẫn

Tuyến

đƣờng dây

Sản lƣợng

điện nhận

(kWh)

TTĐN

trƣớc thay

dây (kWh)

TTĐN sau

thay dây (kWh)

Điện năng

giảm do thay

dây (kWh)

Tỷ lệ TT

sau thay

dây (%)

480TH 66.279.734 5.195.797 2.746.737 2.449.060 4,10

Tổng 66.279.734 5.195.797 2.746.737 2.449.060 4,10

3.1.4 Giải pháp lắp đặt tụ bù trên các xuất tuyến phân phối

Công suất phản kháng đƣợc tiêu thụ ở động cơ không đồng bộ, máy biến áp

và mọi nơi có từ trƣờng.

+ Động cơ không đồng bộ: tiêu thụ khoảng 60-65% tổng công suất phản

kháng truyền tải trong mạng điện.

+ Máy biến áp: tiêu thụ khoảng 20-25% tổng công suất phản kháng truyền tải

trong mạng điện.

+ Đƣờng dây trên không, điện kháng và các thiết bị khác tiêu thụ khoảng

10% tổng công suất phản kháng truyền tải.

80

Công suất phản kháng nó không sinh công nhƣng cũng không thể thiếu vì

công suất phản kháng Q là công suất từ hóa và tạo ra từ thông tản trong máy điện

xoay chiều.

- Hệ số công suất Cosφ dùng để biểu diễn mối liên hệ giữa các dạng công

suất của hệ thống điện P, Q, S thông qua góc lệch pha giữa điện áp và dòng điện.

Mối quan hệ giữa các đại lƣợng đƣợc tính theo công thức sau

Trong đó: P(W, kW) - công suất tác dụng là công suất đƣợc biến thành công

hữu ích nhƣ cơ năng, quang năng, nhiệt năng; Q(Var, kVAr) - công suất phản kháng

là công suất dùng để từ hóa và tạo ra từ thông tản trong các máy điện xoay chiều,

công suất phản kháng không sinh công và S(VA, kVA) - công suất biểu khiến dùng

để biểu thị mối liên hệ giữa P và Q.

Từ những phân tích trong chƣơng II để giảm tổn thất công suất trên đƣờng

dây ta có thể giảm lƣợng công suất phản kháng hoặc công suất tác dụng truyền tải

trên đƣờng dây. Nhƣng lƣợng công suất tác dụng phụ thuộc vào nhu cầu phụ tải

không thay đổi đƣợc, nên ta có thể giảm lƣợng công suất phản kháng trên đƣờng

dây.

Tổn thất công suất tác dụng đƣợc xác định theo công thức

∆P =

U

Khi giảm đƣợc lƣợng công suất phản kháng truyền tải trên đƣờng dây sẽ

giảm đƣợc lƣợng tổn thất công suất do công suất phản kháng gây ra. Và dễ dàng

dùng các thiết bị bù cung cấp công suất phản kháng ngay tại trung tâm phụ tải.

Thiết bị bù

81

Để bù công suất phản kháng, ta có thể sử dụng tụ bù tĩnh điện hoặc máy bù,

hay còn gọi là máy bù đồng bộ. Ƣu khuyết điểm của hai loại thiết bị này đƣợc giới

thiệu trong bảng 3.3.

Bảng 3.3 So sánh đặc tính kinh tế- kỹ thuật của máy bù và tụ tù

Máy bù đông bộ Tụ bù

Lắp ráp, vận hành, sửa chữa phức tạp, dễ

gây sự cố ở phần quay

Chế tạo đơn giản, vận hành, sửa chữa đơn

giản

Giá thành đắt Giá thành rẻ

Tiêu thụ nhiều điện năng, ∆P 5%Qb Tiêu thụ ít điện năng, ∆P (2÷5)%Qb

Tiếng ồn lớn Yên tĩnh

Chỉ chế tạo máy bù công suất lớn từ

5MVAr trở lên

Có thể chế tạo bình tụ công suất nhỏ từ

10kVAr trở lên.

Mặt khác, với ƣu điểm là nhỏ gọn dễ dàng lắp đặt, vận hành đơn giản, độ tin

cậy cao nên có thể phân ra nhiều bộ rải rác trên lƣới không cần ngƣời trông nom vận

hành nên có thể bù sâu hơn.

Từ những ƣu nhƣợc điểm trên em quyết định lắp tụ bù để bù công suất phản

kháng nâng cao hệ số công suất.

Khi đó dung lƣợng tụ bù cần lắp đƣợc tính theo công thức sau

Qbu =P tan φ1-tanφ 2 (kVar) (3.3)

Trong đó: P: phụ tải tác dụng của trạm biến áp phụ tải (kW); : hệ số công

suất trƣớc khi bù; : hệ số công suất mong muốn sau khi bù

Công thức (3.3) để áp dụng tính toán công suất bù công suất phản kháng trên

lƣới điện bằng phƣơng pháp tính toán. Trong phạm vi đề tài, sử dụng phần mềm

PSS/ADEPT để lựa chọn vị trí bù công suất phản kháng một cách tối ƣu. Qua thiết

lập thông số vị trí, công suất bù, kiểu bù tự động hay cố định. Để xác định tối ƣu vị

trí bù.

82

Chạy phần mềm PSS/ADEPT ta xác định các vị trí cần bù nhƣ trong PL3.2

(tr.57) của tuyến 476SD.

Sau khi lắp bù tổng tổn thất công suất tuyến 476SD:

0BA cuBA ddS S S S

Tổng tổn thất công suất không tải các TBA vẫn giữ nguyên:

Có 0% 2,27I

=> 2,27 15.531

352,5( )100

oQ kVAr

=> 0 0 0 36 352,5BAS P j Q j (kVA)

*cuBA ddS S 29,34 + j57, 89 (kVA)

(29,34 36) (57,89 352,5) 65,34 419,39S j j (kVA)

0 ( )

36 8.760 29,34 7.955,6 548.777( )


A kwh

Bảng 3.4 kết quả tính toán bù công suất phản kháng tuyến 476SD

STT Vị trí đặt bù Công suất

(kVAr)

Kiểu bù

1 184B/57 Cầu Da 3x200 Ứng động

Ta có sản lƣợng điện nhận lộ này là 32.747.331 (kVh), Vậy tổn thất trên

tuyến 476SD sau khi lắp tụ bù là

83

%548.777

100 1,67%32.747.331

tonhao

nhan

AA x

A

Tính toán tƣơng tự nhƣ tuyến 476SD ta có vị trí bù đối với các phát tuyến khác nhƣ

ở bảng 3.5

Bảng 3.5 Kết quả tính toán tổn thất điện năng sau lắp đặt tụ bù ở các phát tuyến.

Số thứ tự Tuyến đƣờng dây

Sản lƣợng điện

nhận đầu nguồn

(kWh)

Điện năng

tổn thất chƣa

lắp bù

(kWh)

Điện năng tổn

thất sau khi

lắp bù

(kWh)

Điện năng

giảm sau

khi lắp bù

(kWh)

I. ĐL TÂN CHÂU

1 Tuyến 472TH 55.109.105 2.314.582 2.294.051 20.531

2 Tuyến 475TH 66.726.613 2.121.906 2.102.783 19.123

3 Tuyến 476TH 14.509.317 465.749 449.407 16.342

4 Tuyến 478TH 22.407.291 661.015 620.592 40.423

II. ĐL BẾN CẦU

5 Tuyến 472BC 64.634.275 1.176.344 1.159.891 16.453

6 Tuyến 474BC 75.303.027 1.679.258 1.662.363 16.895

7 Tuyến 473BC 35.394.078 633.554 614.020 19.534

ĐL CHÂU THÀNH

8 Tuyến 472SD 38.776.696 1.361.062 1.352.319 8.743

9 Tuyến 474SD 44.924.048 1.486.986 1.477.263 9.723

10 Tuyến 476SD 32.747.331 565.803 548.777 17.026

ĐL DƢƠNG MINH

CHÂU

11 Tuyến 471TĐ 29.309.287 1.204.612 1.185.937 18.675

12 Tuyến 473TĐ 10.793.325 348.624 339.890 8.734

13 Tuyến 475TĐ 23.093.704 263.268 255.345 7.923

14 Tuyến 478TN 80.425.483 3.450.253 3.431.022 19.231

ĐL GÕ DẦU

15 Tuyến 471PĐ 165.887.853 4.595.094 4.586.082 9.012

16 Tuyến 477TB 20.923.503 590.043 572.498 17.545

ĐL TRẢNG BÀNG

17 Tuyến 471TB 26.641.317 530.162 512.595 17.567

18 Tuyến 472TB 2.834.923 39.122 33.155 5.967

19 Tuyến 474TB 11.321.774 142.654 133.642 9.012

84

3.1.5. Sửa chữa cải tạo LHT các trạm có tổn thất cao trên 15%.

Trong các năm 2013, 2014 Công ty Điện lực Tây Ninh đã tổ chức điều tra số

lƣợng khách hàng thuộc trạm biến áp công cộng, thay thế chuẩn xác công tơ đo đếm

tổng trạm công cộng để khoanh vùng tổn thất điện năng lƣới hạ thế nhằm có kế

hoạch sửa chữa, cải tạo lƣới điện giảm tổn thất điện năng lƣới điện hạ thế. Thống kê

tổn thất lƣới hạ thế qua các năm theo bảng 3.6

Bảng 3.6 thống kê tổn thất điện năng lƣới hạ thế


Stt NĂM BÁO

CÁO

TT hạ thế

ĐN hạ thế (kWh) ĐG hạ thế (kWh) ĐNTT hạ thế (kWh) Tỷ lệ %

1 2013 625.512.817 581.689.944 43.822.873 7,01

2 2014 645.965.579 600.628.179 45.742.319 7,08

3 Quý I-2015 167.232.339 153.385.169 13.847.170 8,28

Trong đó số lƣợng trạm có tổn thất điện năng trên 15% là 286 trạm theo

PL3.3 (tr.68) thuộc các khu vực lƣới hạ áp nông thôn tiếp nhận chƣa đƣợc sửa chữa,

20 Tuyến 476TB 57.977.704 655.148 627.917 27.231

21 Tuyến 478TB 16.965.731 466.558 435.994 30.564

22 Tuyến 471KCNTB 47.471.393 569.852 534.727 35.125

23 Tuyến 473KCNTB 130.150.641 1.978.290 1.924.712 53.578

24 Tuyến 475KCNTB 25.495.492 543.054 495.402 47.652

25 Tuyến 477KCNTB 21.576.938 282.658 261.616 21.042

ĐL TÂN BIÊN

26 Tuyến 472TBI 28.587.635 1.240.703 1.223.725 16.978

27 Tuyến 474TBI 58.095.047 2.817.610 2.791.827 25.783

ĐL HÕA THÀNH

28 Tuyến 471TN 43.420.566 3.343.384 3.323.810 19.574

29 Tuyến 476TN 64.587.211 1.362.790 1.353.155 9.635

ĐL THÀNH PHỐ

TÂY NINH

30 Tuyến 471TN 24.284.197 461.400 444.407 16.993

31 Tuyến 472TN 33.509.847 398.767 390.665 8.102

32 Tuyến 479TN 57.986.691 1.745.399 1.726.448 18.951

Tổng (kWh) 1.431.872.043 39.495.705 38.866.038 629.667

85

nhƣ trụ điện, dây dẫn, tiếp địa chƣa đảm bảo kỹ thuật, việc bố trí các trạm điện chƣa

đúng tâm phụ tải do đó điện áp cuối nguồn không đảm bảo dẫn đến tổn thất điện

năng lƣới hạ thế các khu vực này tƣơng đối cao.

Bảng 3.7 thống kê các trạm có tổn thất điện năng lƣới hạ thế trên 15%


Trạm THÁNG BÁO

CÁO

TT hạ thế

ĐN hạ thế (kWh) ĐG hạ thế (kWh) ĐNTT hạ thế (kWh) Tỷ lệ %

286 T3/2015 4.661.638 3.778.472 864.513 18,55

Để giảm tổn thất điện năng lƣới hạ thế các khu vực này, phƣơng án sửa chữa

cải tạo lƣới hạ thế nhƣ sau:

- Đối với các trạm xa trung tâm phụ tải di dời về tâm phụ tải (nếu khu vực có

lƣới trung thế), đối với khu vực không có lƣới trung thế thì kéo mới lƣới trung thế

để di dời trạm về tâm phụ tải.

- Cải tạo thay dây dẫn phù hợp công suất trạm, thay trụ điện không đúng tiêu

chuẩn, tăng cƣờng tiếp địa lƣới hạ thế.

- Điều chỉnh điện áp MBA Udm=105% vào giờ thấp điểm.

Kết quả tính toán phƣơng án sửa chữa lƣới hạ áp các khu vực trên theo PL3.4

(tr.80) đính kèm. Theo ƣớc tính sau khi sửa chữa theo phƣơng án đã đƣa ra thì tổn

thất điện năng các trạm này sẽ còn khoảng 7% theo bảng 3.8

Bảng 3.8 TTĐN các trạm trên 15% sau khi cải tạo

(Theo phụ lục 3.4 đính kèm)

Trạm THÁNG BÁO

CÁO

ĐN hạ thế TTĐN trƣớc cải tạo (kWh) TTĐN sau cải tạo (kWh)

ĐG hạ thế %TTĐN ĐG hạ thế %TTĐN

286 T3/2015 4.661.638 3.778.472 18,55 4.335.323 7,42

SẢN LƢỢNG ĐIỆN TỔN THẤT GIẢM SAU KHI CẢI TẠO LƢỚI HẠ ÁP LÀ: 345.805

SẢN LƢỢNG ĐIỆN TỔN THẤT GIẢM SAU MỘT NĂM LÀ: 6.224.494

TỔNG CHI PHÍ CHO VIỆC SỬA CHỮA CẢI TẠO LƢỚI HẠ ÁP (TRIỆU ĐỒNG) 48.982

86

3.2 Các giải pháp tổ chức, quản lý giảm tổn thất điện năng

3.2.1 Nâng cao chất lƣợng trong công tác quản lý vận hành

Công tác tổ chức: Cấp Công ty

- Ban chỉ đạo (BCĐ) giảm TTĐN tiếp tục phát huy đƣợc hiệu quả hoạt động

trong công tác giảm TTĐN. Tính toán giao chỉ tiêu TTĐN cho các Điện lực trên cơ

sở chỉ tiêu TTĐN đƣợc cấp trên giao, thực hiện theo dõi sát sao và có chỉ đạo kịp

thời giúp các đơn vị và PCTN hoàn thành kế hoạch giảm TTĐN.

- Việc đƣa chỉ tiêu TTĐN vào tiêu chí xét thi đua để tạo động lực cho các

đơn vị phấn đấu thực hiện chỉ tiêu này.

Cấp Điện lực

Tiếp tục phát huy vai trò của Tiểu Ban chỉ đạo (TBCĐ) giảm TTĐN, duy trì

họp kiểm điểm định kỳ, đánh giá tình hình thực hiện và đề ra nhiều giải pháp thiết

thực, thực hiện nghiêm túc chỉ đạo của BCĐ giảm TTĐN nhằm đạt kế hoạch giao.

3.2.2 Các giải pháp giảm TTĐN trong khâu kinh doanh

- Kiện toàn bộ máy kiểm tra phòng chống vi phạm sử dụng điện từ Công ty

đến Điện lực.

- Hoàn thiện hệ thống đo đếm công tơ, VT, CT các khách hàng trạm biến áp

chuyên dùng trong toàn Công ty trƣớc ngày 30/6/2015 và kết hợp thực hiện các chỉ

tiêu: Kiểm tra khách hàng sử dụng điện; Thay công tơ, VT, CT định kỳ; Kiểm tra

định kỳ HTĐĐ điện năng (đặc biệt là khách hàng lớn, khách hàng trạm chuyên

dùng); Phúc tra chỉ số công tơ. Phối hợp công tác ghi chỉ số định kỳ thực hiện kiểm

tra hệ số cosφ, vận động khách hàng lắp đặt thiết bị bù công suất phản kháng.

- Ứng dụng công nghệ đo ghi từ xa (GPRS, PLC, RF, … ) với mục tiêu là

quản lý đƣợc trên 70% sản lƣợng điện thƣơng phẩm của toàn Công ty qua hệ thống

đo ghi từ xa. Đƣa vào sử dụng các phần mềm khai thác hệ thống đo ghi từ xa

(MDMS, module cung cấp điện và module nghiên cứu phụ tải...) theo kế hoạch của

Tổng công ty.

87

- Vận hành phân hệ quản lý hệ thống đo đếm và phân hệ tổn thất trên chƣơng

trình CMIS. Nâng cao hiệu quả công tác khai thác hiệu suất trạm công cộng, quản lý

chính xác và đầy đủ cơ sở dữ liệu trạm công cộng. Phấn đấu đảm bảo tiêu chí tổn

thất trạm công cộng 0 ≤ n < 10%.

* Giải pháp thực hiện:

Đối với công tơ, VT, CT tại các điểm đo ranh giới trạm 110 kV, ranh giới nội

bộ giữa các Điện lực:

- Thực hiện công tác kiểm tra, cập nhật đầy đủ các thông số kỹ thuật về công

tơ, VT, CT, sơ đồ nguyên lý hệ thống đo đếm điện năng và hồ sơ quản lý các điểm

đo ranh giới giao nhận điện năng nội bộ tại các trạm 110 kV, ranh giới nội bộ giữa

các Điện lực theo văn bản số 9190/EVN SPC-KD ngày 15/12/2014 của EVNSPC.

Đối với trạm công cộng:

- Hoàn thiện công tác quản lý thiết bị đo đếm trạm công cộng, tổ chức thay

định kỳ các công tơ, CT hạ thế đến hạn kiểm định. Nâng cao hiệu quả công tác khai

thác hiệu suất trạm công cộng, phấn đấu không còn trạm công cộng có tổn thất bất

thƣờng (tổn thất < 0%, tổn thất > 10%). Thời gian hoàn tất: trƣớc ngày 31/8/2015.

Đối với trạm biến áp chuyên dùng:

Rà soát lại các biên bản kiểm tra hệ thống đo đếm của khách hàng lần trƣớc

liền kề trong năm 2014 khắc phục ngay các khiếm khuyết còn tồn tại về thiết kế

hoặc hƣ hỏng trong quá trình vận hành. Thực hiện lắp đặt ống bảo vệ hệ thống đo

đếm từ hộp đấu nối của VT, CT đến công tơ, đảm bảo không có khoảng hở.

- Đối với hệ thống đo đếm có vị trí khó kiểm tra thì phải di dời đến vị trí

thích hợp, thuận tiện cho việc kiểm tra và quản lý (Đặc biệt lƣu ý các trạm biến áp

chuyên dùng cung cấp điện cho các loại hình sản xuất có chi phí điện năng chiếm tỷ

trọng lớn trong giá thành sản xuất nhƣ: Sản xuất thép, nƣớc đá, khách hàng có

thƣơng phẩm lớn).

- Tƣ vấn khách hàng lắp đặt thiết bị bù công suất phản kháng nếu cosφ < 0,9

88

- Triển khai lắp đặt hệ thống thu thập dữ liệu từ xa IFC cho các khách hàng

trạm chuyên dùng, khách hàng sử dụng điện qua trạm công cộng đƣợc đo đếm điện

năng bằng công tơ điện tử hiệu Elster.

Đối với công tơ khách hàng:

- Tổ chức kiểm tra và thực hiện đầy đủ việc niêm chì: Hộp đấu dây công tơ;

thùng bảo vệ công tơ; vách ngăn bảo vệ CT; hộp đấu dây nhị thứ VT, CT.

Thực hiện nghiêm công tác phúc tra chỉ số. Nhằm xác định nguyên nhân tình

trạng bất thƣờng trong tiêu thụ của khách hàng và tính chuẩn xác trong công tác ghi

chỉ số công tơ của ghi điện viên.

- Hoán đổi khu vực ghi điện của các ghi điện viên với thời gian ít nhất 03

tháng một lần và phúc tra xác suất chỉ số định kỳ ít nhất 03 tháng một lần để tránh

tình trạng ghi sai chỉ số, dồn số, nhốt số….

- Lập kế hoạch kiểm tra CĐBHP khu vực trạm công cộng có tổn thất cao.

3.2.3 Nâng cao chất lƣợng công tác dịch vụ khách hàng

- Rà soát lại việc thực hiện các quy định trong bộ quy trình kinh doanh điện

năng, đặc biệt là Quy trình ghi chỉ số công tơ, Quy trình lập hóa đơn tiền điện, Quy

trình thu và theo dõi nợ, Quy trình giao tiếp với khách hàng để ngăn ngừa, chấn

chỉnh kịp thời các sai sót có thể xảy ra.

- Tổ chức thực hiện nghiêm việc lập lịch ghi chỉ số, ghi chỉ số và phúc tra chỉ

số các trƣờng hợp chỉ số bất thƣờng, đặc biệt đối với các trƣờng hợp có sản lƣợng

tăng giảm từ 130% trở lên.

- Tổ chức thông báo công khai cho khách hàng biết ngày ghi chỉ số công tơ

hàng tháng, để khách hàng có thể kiểm tra và giám sát chỉ số điện năng tiêu thụ

hàng tháng, nhất là đối với các khách hàng sử dụng công tơ công nghệ PLC, RF

bằng các hình thức: Thông qua tổ tự quản, tổ dân phố, gửi thông báo trực tiếp cho

khách hàng ….

- Củng cố các tổ, nhóm để kịp thời giải quyết các yêu cầu, thắc mắc, khiếu

nại của khách hàng mỗi khi có phát sinh.

89

3.3 Đánh giá hiệu quả các giải pháp

3.3.1 Phƣơng pháp phân tích hiệu quả kinh tế

Phƣơng pháp phân tích hiệu quả kinh tế áp dụng trong luận văn là phƣơng

pháp tối đa lợi ích. Để đƣa ra quyết định đầu tƣ dùng các tiêu chuẩn sau:

Giá trị hiện tại thuần (NPV): Là tổng lãi ròng của cả vòng đời của dự án có

tính đến lãi suất chiết khấu về năm hiện tại. Nếu dự án có NPV > 0 thì dự án đó khả

thi.

(3.4)

Trong đó: Bt - Dòng thu năm thứ t; Ct - Dòng chi năm thứ t và C0 - Chi phí

đầu tƣ

Tỷ số lợi ích/ chi phí (B/C): Là tỷ số giữa giá trị hiện tại của lợi ích thu đƣợc

với giá trị hiện tại của chi phí bỏ ra. Dự án có B/C lớn hơn hoặc bằng 1 thì dự án đó

có hiệu quả về mặt tài chính.

Tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR): Biểu hiện bằng mức lãi suất mà nếu có dùng

nó đề quy đổi dòng tiền tệ của dự án thì giá trị hiện tại thực thu nhập bằng giá trị

hiện tại thực chi phí. IRR cho biết tỷ lệ lãi vay tối đa mà dự án có thể chịu đựng

đƣợc. Nếu phải vay với lãi suất lớn hơn IRR thì dự án có NPV nhỏ hơn không, tức

thua lỗ.

Trong đó: I1 là hệ số chiết khấu ứng với NPV1 > 0 và I2 là hệ số chiết khấu

ứng với NPV2 < 0

Thời gian thu hồi vốn đầu tƣ (Thv): Cho biết thời gian thu hồi vốn của dự án.

Dự án có thời gian hoàn vốn càng nhỏ càng tốt.

90

Trong đó: t1 - ứng với thời điểm NPV1 <0 và t2 : ứng với thời điểm

NPV1 > 0

3.3.2 Hiệu quả việc áp dụng giải pháp kỹ thuật giảm TTĐN

Dƣới đây trình bày kết quả tính toán xác định hiệu quả kinh tế của việc áp

giải pháp đồng bộ cải tạo phần còn lại tuyến trục 480TH: thay dây dẫn, lắp bổ sung

hoặc lắp đặt mới các bộ tụ bù theo đề xuất tính toán của luận văn.

a. Chi phí đầu tƣ vào dự án đƣợc tổng hợp trong bảng 3.10

Bảng 3.9 Kết quả tính toán tổng chi phí đầu tƣ cải tạo dây dẫn, lƣới hạ thế, tụ bù

STT Hạng mục

Tiền đầu tƣ từng hạng

mục (VNĐ)

1 Cải tạo dây dẫn trục chính tuyến 480TH thành

(3AC185mm2 +1AC150mm

2) dài 15,009km

2.911.912.710

2 - Cải tạo lƣới hạ thế trục chính: 345,7km

- Nhánh rẽ: 186km

48.982.363.732

3 Tụ bù 24.300kVAr (Đơn giá 85.000/kVAr)

(24.300x85.000VNĐ)= 2.065.500.000 (VNĐ)

2.065.500.000

Tổng chi tiền đầu tƣ (VNĐ) 53.959.776.442

b. Tính toán dòng tiền của dự án: Tạm tính tuổi thọ của dự án là 5 năm và có

hệ số chiết khấu là 12%/năm. Dự án đầu tƣ bỏ tiền một lần vào năm thứ 0. Tổng chi

phí đầu tƣ: Cđt= 53.959.776.442 (VNĐ)

Khấu hao dự án: Sử dụng phƣơng pháp khấu hao đều. Chi phí khấu hao năm

thứ 0: CKH 0 (VNĐ). Chi phí khấu hao mỗi năm từ năm thứ 1 đến năm thứ 5 là:

. . . 1 0.791.955.288

5KHC

53 959 776 442 (VNĐ) (3.8)

Tổng chi phí mỗi năm là

91

C = Cđt + CCK (3.9)

Doanh thu của dự án: Trong dự án giảm tổn thất điện năng thì doanh thu của

dự án chính là lợi ích do lƣợng tiết kiệm điện đƣợc

Mặt khác, vào thời điểm cao điểm dòng vận hành tại tuyến 480TH lên đến

400A, đƣờng dây vận hành đầy tải. Do đó hiện nay rất nhiều phụ tải trong khu vực

tuyến 480TH đang có nhu cầu sử dụng điện mà không đƣợc cấp. Theo thống kê,

mức tăng trƣởng phụ tải khu vực tuyến 480TH trong thời gian qua đạt từ 10% đến

15% mỗi năm. Vì vậy, nếu không cải tạo lƣới điện tuyến trục 480TH không thể đáp

ứng đƣợc tình hình phát triển phụ tải khu vực.

Dự tính sản lƣợng mất không thu đƣợc mỗi năm do không phát triển thêm

phụ tải ƣớc tính khoảng 10% sản lƣợng điện năng năm trƣớc đó nhƣ bảng 3.10

Bảng 3.10 Sản lƣợng điện năng mất do không phát triển đƣợc phụ tải 480TH

STT Năm Sản lƣợng (kWh) Sản lƣợng mất (kWh)

0 2014 66.279.734 6.627.973

1 2015 72.907.707 7.290.771

2 2016 80.198.478 8.019.848

3 2017 88.218.326 8.821.833

4 2018 97.040.159 9.704.016

5 2019 106.744.174 10.674.417

Tổng 51.138.858

Doanh thu của dự án thay thế, cải tạo đƣờng dây dây dẫn tuyến 480TH, cải

tạo lƣới hạ thế và lắp đặt tối ƣu tụ bù, lƣợng điện năng tiết kiệm đƣợc trong 1 năm

giá bán điện trung bình = (2.449.060 + 6.224.494 + 629.667)* 1.470,83 =

13.683.455.955 (VNĐ)

Nên doanh thu vào năm thứ 5 sẽ là:

Doanh thu năm thứ 5 doanh thu mỗi năm + tiền thanh lý dự án

92

= Doanh thu mỗi năm + 10% vốn đầu tƣ

= 13.683.455.955 + 10% * 53.959.776.442 = 19.079.433.599 (VNĐ)

c) Chi phí khi phát triển thêm phụ tải:

Khi cải tạo lƣới điện tuyến 480TH, thu đƣợc một phần lợi nhuận khá lớn do

phát triển thêm phụ tải. Cùng với doanh thu do phát triển phụ tải Công ty Điện lực

Tây Ninh mất thêm chi phí mua sản lƣợng điện đầu vào = (sản lƣợng điện dự tính

phát triển thêm năm n + điện tổn thất do truyền do truyền tải thêm) x giá mua điện

đầu nguồn VNĐ /kWh.

Điện tổn thất do truyền tải thêm = 7% sản lƣợng điện phát triển.

Giá mua điện đầu nguồn 1.268,15 (VNĐ/kwh) Khi đó ta có:

Bảng 3.11 Chi phí phát sinh mua điện đầu nguồn

STT Năm Sản lƣợng phát

triển thêm (kWh)

Điện tổn thất

(kWh)

Chí phí mua điện

(VNĐ)

0

1

2015

7.290.771 510.354 9.245.791.244

2

2016

8.019.848 561.389 10.170.370.241

3

2017

8.821.833 617.528 11.187.407.519

4

2018

9.704.016 679.281 12.306.147.890

5

2019

10.674.417 747.209 13.536.761.919

Tổng

Dòng tiền của dự án đƣợc mô tả trong bảng 3.13 Dòng tiền của dự án đƣợc

trình bày trên hình 3.1

93

Bảng 3.12 Dòng tiền dự án sau cải tạo tuyến 480TH, sửa chữa lƣới hạ thế và lắp bù VNĐ

Năm Chi phí ĐT

(VNĐ)

Chi phí mua

điện (VNĐ)

Doanh thu do

giảm tổn thất

(VNĐ)

Doanh thu do

phát triển đƣợc

phụ tải (VNĐ)

Tổng doanh thu

(VNĐ)

0 53.959.776.442 0 0 0

1 9.245.791.244 13.683.455.955

10.723.484.328 24.406.940.283

2 10.170.370.241 13.683.455.955

11.795.832.760 25.479.288.715

3 11.187.407.519 13.683.455.955

12.975.416.036 26.658.871.991

4 12.306.147.890 13.683.455.955

14.272.957.640 27.956.413.595

5 13.536.761.919 19.079.433.599

15.700.253.404 34.779.687.003

-60.000.000.000

-50.000.000.000

-40.000.000.000

-30.000.000.000

-20.000.000.000

-10.000.000.000

0

10.000.000.000

20.000.000.000

30.000.000.000

40.000.000.000

1 2 3 4 5 6Chi phí

Doanh thu

Hình 3.1 Mô tả dòng tiền của giải pháp

Hệ số chiết khấu quy đổi về hiện tại theo năm đƣợc tính theo công thức

1

(1 12%)CK t

K (3.10)

Kết quả tính NPV đƣợc thể hiện trong bảng 3.13

94

Bảng 3.13 Kết quả tính toán lợi nhuận quy về hiện tại (NPV)

Năm ĐT

Chi phí mua

điện

Ct

Doanh thu

Bt

Chi phí có tính

chiết khấu

Ct*(1+i)^-t

Doanh thu tính đến

chiết khấu

Bt*(1+i)^-t

⅀At*(1+i)^-t Cộng dồn

0 53.959.776.442

53.959.776.442

-53.959.776.442 -53.959.776.442

1

9.245.791.244 24.406.940.283

10.355.286.193 27.335.773.117

16.980.486.924 -36.979.289.518

2

10.170.370.241 25.479.288.715

10.170.370.241 25.479.288.715

15.308.918.474 -21.670.371.044

3

11.187.407.519 26.658.871.991

9.988.756.713 23.802.564.278

13.813.807.565 -7.856.563.480

4

12.306.147.890 27.956.413.595 9.810.385.754 22.286.681.756

12.476.296.002 4.619.732.522

5

13.536.761.919 34.779.687.003

9.635.199.753 24.755.494.234

15.120.294.481 19.740.027.003

Tổng 103.919.775.097 123.659.802.100 19.740.027.003

Nhƣ vậy giá trị hiện tại thuần của phƣơng án với hệ số chiết khấu i =12% là 19.740.027.003 (VNĐ) Tỷ số

giữa doanh thu và chi phí (B/C) = 123.659.802.100/103.919.775.097 = 1,19

Thời gian hoàn vốn Thv (có tính đến chiết khấu): 3 năm 6 tháng. => Kết luận dự án có hiệu quả kinh tế cao

95

TÓM TẮT CHƢƠNG III

Trên cơ sở phân tích thực trạng tổn thất điện năng tại Công ty Điện lực Tây

Ninh đã đề xuất một số giải pháp giảm tổn thất điện năng lƣới điện, nâng cao chất

lƣợng công tác quản lý và bảo dƣỡng đƣờng dây, thiết bị trên lƣới điện:

- Giải pháp về kỹ thuật vận hành

- Giải pháp về quản lý

Căn cứ vào kết quả nghiên cứu tính toán lý thuyết tổn thất điện năng bằng

phầm mềm PSS/ADEPT đối với lƣới điện khu vực tỉnh Tây Ninh đã đề xuất giải

pháp cải tạo, nâng cấp thay thế dây dẫn tuyến 480TH, đã tính toán lắp đặt tối ƣu tụ

bù bằng phần mềm PSS/ADEPT, sửa chữa cải tạo lƣới hạ thế các trạm công cộng

qua khai thác hiệu suất có tổn thất điện năng cao nhằm đƣa về mặt bằng chung của

tổn thất lƣới hạ thế.

Kết quả phân tích hiệu quả kinh tế cho thấy, Dự án cải tạo nâng cấp tuyến

480TH, lắp đặt bổ sung tụ bù ở các phát tuyến, sửa chữa lƣới hạ thế có hiệu quả

kinh tế cao. Cụ thể tính cho vòng đời 5 năm và hệ số chiết khấu i 12%/năm là:

- Tổng chi phí đầu tƣ của Dự án là 53.959.776.442VNĐ;

- Lợi nhuận quy về hiện tại NPV = 19.740.027.003

- Tỷ số lợi ích/ chi phí B/C = 1,19

- Thời gian hoàn vốn (Thv): 3,63 năm.

96

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

1. Kết luận

1.1 Những kết quả đã đạt được

Trên cơ sở kết quả khảo sát tổng quan về lƣới điện tỉnh Tây Ninh và mô hình

tổ chức quản lý của ngành điện hiện nay ở Công ty Điện lực Tây Ninh 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 điện

lực trên từng khu vực, các nguyên nhân dẫn đến tổn thất cao từng khu vực và đề

xuất đƣợc giải pháp giảm tổn thất điện năng cho Công ty Điện lực Tây Ninh.

* Những khó khăn, tồn tại cần giải quyết:

- Với tốc độ tăng điện thƣơng phẩm trên 16,9%/năm do đó áp lực vốn đầu tƣ

xây dựng các lộ ra trạm 110/22kV rất lớn. Một số tuyến trục xây dựng trƣớc đây

đƣợc đầu tƣ qua nhiều giai đoạn khác nhau nên lƣới điện chắp vá, nhiều mối nối,

nay không còn phù hợp trong điều kiện vận hành khi phụ tải tăng cao.

- Lƣới điện với bán kính cấp điện trải rộng, tiết diễn dây dẫn bé, máy biến áp

vận hành non tải hoặc quá tải …

- Hiện trạng kết cấu hệ thống lƣới điện còn bộc lộ nhiều hạn chế và khiếm

khuyết, nhiều nơi chƣa đảm bảo yêu cầu kỹ thuật theo quy định lắp đặt điện nông

thôn do Bộ Công nghiệp ban hành năm 2006 nhƣ về: bán kính cấp điện, tiết diện

dây dẫn, chất lƣợng điện áp …

- Hệ thống lƣới điện nông thôn sau tiếp nhận có bán kính cấp điện trải rộng,

lƣới điện cũ nát, chắp vá cần phải có kinh phí sửa chữa cải tạo đảm bảo yêu cầu vận

hành an toàn, nâng cao chất lƣợng điện năng.

97

- Dụng cụ, thiết bị phục vụ công tác quản lý vận hành, thu thập số liệu còn

hạn chế.

- Về nhân lực: Còn mỏng do quản lý vận hành lƣới điện trải rộng. Bên cạnh

đó do trình độ và kiến thức hạn chế nên vẫn chƣa chủ động đƣợc nhiều trong việc

phân tích, đánh giá những tồn tại, khiếm khuyết của hệ thống lƣới điện.

* Vì vậy, cần thực hiện cấp bách một số giải pháp sau:

- Từng bƣớc đầu tƣ cải tạo hệ thống lƣới điện tỉnh Tây Ninh đảm bảo yêu

cầu kỹ thuật theo đúng quy hoạch phát triển lƣới điện Tỉnh:

+ Cải tạo, nâng cấp lƣới điện các tuyến trục, xây dựng các mạch vòng cấp

điện nhằm hỗ trợ nguồn qua lại giữa các trạm 110/22kV theo quy hoạch phát triển

lƣới điện đƣợc duyệt.

+ Cải tạo hệ thống lƣới điện theo đúng yêu cầu kỹ thuật về bán kính cấp điện,

tiết diễn dây dẫn, ƣu tiên cải tạo lƣới điện hạ áp nông thôn sau tiếp nhận.

+ Đầu tƣ, cải tạo xây dựng các trạm biến áp gần khu vực trung tâm phụ tải

nhằm giảm bán kính cấp điện, nâng cao chất lƣợng điện áp khu phụ tải. Hoặc để

giảm chi phí đầu tƣ có thể xem xét xây dựng các trạm biến áp một pha ở các khu

vực có một nhóm dân cƣ nhỏ.

+ Đầu tƣ cải tạo nâng cấp tiết diện dây dẫn và cải tạo các nhánh đƣờng dây

từ một pha hai dây lên một pha ba dây thuận tiện trong công tác cân pha, san tải.

- Hoán chuyển các MBA phù hợp với công suất phụ tải.

- Ứng dụng phần mềm tính toán PSS/ADEPT tính toán điểm mở tối ƣu giữa

các các xuất tuyến

- Cần tính toán, tổng hợp, phân tích đánh giá để thực hiện bù công suất phản

kháng một cách tối ƣu.

98

- 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. Và bổ sung nhân

sự kịp thời để đáp ứng công việc trong giai đoạn mới.

- Trang bị công cụ, dụng cụ, xe, dụng cụ văn phòng, dụng cụ an toàn cho

từng đội nhƣ xe cẩu tự hành, dụng cụ thiết bị đo, máy tính, máy photo…

- Phân cấp quản lý về các đội để tạo điều kiện thuận lợi nhất cho đội hoạt

động hiệu quả

- Thành lập tiểu ban giảm tổn thất tại Điện lực, có nhiệm vụ lập kế hoạch

giảm tổn thất từng tháng, quý, năm. Giao khoán quản chỉ tiêu tổn thất trạm công

cộng tới các tổ đội, cá nhân và cố chế độ thƣởng, phạt hợp lý.

1.2 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 Tây Ninh và kinh nghiệm trong công tác

quản lý của ngƣời viết 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 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 nào đối với hoạt động nhằm giảm

tổn thất của Công ty Điện lực Tây Ninh hiệu quả hơn.

2. Kiến nghị

Từ những vấn đề đã nêu ra trong đề tài, để đảm bảo thực hiện một cách chính

chắn, nhanh chóng và có hiệu quả việc đổi mới tổ chức quản lý kinh doanh bán

điện. Đồng thời, đề tài gần với thực tế và mang tính ứng dụng cao hơn cần có các

99

nghiên cứu để hoàn thiện các vấn đề còn tồn tại nêu trên, trong đó cần chú trọng đến

các vấn đề mà Nhà nƣớc, chính quyền các cấp phải nguyên cứu, giải quyết kịp thời

các yêu cầu trƣớc, mắt bao gồm:

Thứ nhất

EVN NPT Đẩy nhanh tiến độ xây dựng ĐD 220kV và trạm 220/110kV

1x250kVA Tây Ninh. EVNSPC sớm đƣa vào vận hành trạm 110/22kV 40MVA

Hòa Thành, Tân Biên máy 2T-40MVA, KCN Trảng Bàng 2T-40MVA và trạm 2T-

63MVA Phƣớc Đông.

Thứ hai

Bố trí vốn đủ để cải tạo, sửa chữa và xây dựng hệ thống điện vận hành an

toàn tin cậy, đảm bảo kỹ thuật (tuyến 480TH, LHT tiếp nhận chƣa đƣợc sửa chữa)

Thứ ba

Thƣờng xuyên tổ chức các cuộc thi tay nghề công nhân để tạo điều kiện cho

công nhân có cơ hội tìm tòi, trao đổi, học hỏi nâng cao tay nghề chuyên môn phục

vụ công tác quản lý vận hành và kinh doanh mua bán điện.

Thứ tƣ

Các cấp chính quyền phản ảnh kịp thời về các dịch vụ do ngành điện thực

hiện, chất lƣợng điện năng cũng nhƣ cung cách phục vụ của nhân viên ngành điện

để sớm đƣợc giải quyết kịp thời.

100

TÀI LIỆU THAM KHẢO

1. Bù công suất phản kháng lƣới cung cấp và phân phối (2001) NXB

Khoa học kỹ thuật. Tác giả: Phan Đăng Khải, Huỳnh Bá Minh.

2. Báo cáo công tác quản lý kỹ thuật vận hành và kinh doanh bán điện

năm 2010 đến 2014 của Công ty Điện lực Tây Ninh.

3. Bài tập cung cấp điện. Tác giả: Trần Quang Khánh - Nhà xuất bản

khoa học và kỹ thuật.

4. Cung cấp điện. Tác giả: Nguyễn Xuân Phú - Nhà xuất bản khoa học

và kỹ thuật.

5. Hệ thống cung cấp điện tập 1 và 2. Tác giả: Trần Quang Khánh – Nhà

xuất bản khoa học và kỹ thuật.

6. Lƣới điện và hệ thống điện tập 1 (2008). Tác giả: PGS.TS Trần Bách

– Đại học Bách Khoa Hà Nội.

7. Mạng cung cấp và phân phối điện (2002). Tác giả: Bùi Ngọc Thƣ –

Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật.

8. Mạng lƣới điện (2002). Tác giả: Nguyễn Văn Đạm - Nhà xuất bản

khoa học và kỹ thuật

9. Quy phạm trang bị điện năm 2006 của Bộ Công nghiệp.

10. Quy hoạch phát triển lƣới điện tỉnh Tây Ninh giai đoạn 2011 - 2015

có xét đến năm 2020.

Documents

NGHIÊN CỨU VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN … · trƢỜng ĐẠi hỌc ĐiỆn lỰc lÊ tẤn ĐẠt nghiÊn cỨu vÀ ĐỀ xuẤt giẢi phÁp giẢm