Luận văn Nghiên cứu và đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối – áp dụng tại công ty điện lực Tây Ninh

ại 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 thuật17 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 hành28 1.5.2 Các giải pháp quản lý kinh doanh giảm tổn thất điện năng28 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 Ninh40 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 DANH MỤC HÌNH ẢNH Hình 1.1: Nguyên nhân tổn thất điện năng13 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 Hình 2.9: Dòng điện tại lộ ra tuyến 476SD lúc 5h-8h mô phỏng trên PSS/ADEPT..................................................................................................63 Hình 2.10: Dòng điện tại lộ ra tuyến 476SD lúc 8h-17h mô phỏng trên PSS/ADEPT...................................................................................................63 Hình 2.11: Dòng điện tại lộ ra tuyến 476SD lúc 17h-23h mô phỏng trên 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 8 DANH MỤC BẢNG BIỂU Bảng 1.1: Nhóm phụ tải ............................................................................33 Bảng 2.1: Tổng hợp doanh thu, thƣơng phẩm, GBBQ năm 2010-201446 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 2010-201454 Bảng 2.6: Tình hình thực tế TTĐN của PCTN năm 2010-201457 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 thế85 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 480TH91 Bảng 3.11: Chi phí phát sinh mua điện dầu nguồn....................92 Bảng 3.12 Dòng tiền dự án93 Bảng 3.13 Kết quả tính toán lợi nhuận quy về hiện tại (NPV).....................94 9 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 10 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, 11 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. 12 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: Tổn thất điện năng Tổn thất điện năng Tổn thất điện năng Tổn thất điện năng trong quá trình sản trong quá trình truyền trong quá trình xuất tải và phân phối tiêu thụ Tổn thất Tổn thất Kỹ thuật Thƣơng mại Sơ đồ 1.1. Nguyên nhân tổn thất điện năng 13 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. 14 - 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: S 2 Pl. AIR 32 . . .10 3  m . .10 3 (kWh) dd Us2 Trong đó: Add : Tổn thất điện năng do đốt nóng các dây dẫn trong mạng điện (kWh). S I= m : Dòng điện chạy trên đƣờng dây khi phụ tải là cực đại (A). 3.U Sm : Công suất cực đại truyền tải trên đƣờng dây (KVA). U: Điện áp định mức của mạng lƣới điện (KV). .l R= : Điện trở của đƣờng dây ( ); s  : 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: 2  S pt max  ∆ABA = ∆Po . t + ∆PN .   . τ (kWh)  S đm  ABA : Tổn thất điện năng trong các máy biến áp (kWh). P0 : Tổn thất công suất khi không tải của máy biến áp (kW). PN : Tổn thất công suất khi ngắn mạch của máy biến áp (kW). S pt max : Công suất cực đại của phụ tải (kVA). Sdm : Công suất định mức của máy biến áp (kVA). t: Thời gian tính tổn thất điện năng (h). 15  : Thời gian chịu tổn thất công suất lớn nhất (h). - Tổn thất khác bao gồm nhƣ (tiếp xúc, rò điện, ) ký hiệu là Akh . 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 16 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 A = 100% AN 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 17 Rb jXb Gb - jBb 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). 18 ∆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. Rb jXb △So = △Po + jQo 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) 19 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. -4 2  = ( 0,124 + Tmax.10 ) .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 20 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 21 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) (1.18) R12 = r012 x L12(Ω) X12 = x012 x L12(Ω) 22 Z23 = R23 + jX23(Ω) (1.19) R23 = r023 x L23(Ω) X23 = x023 x L23(Ω) r012, r023 lầ... 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. 42 PHÓ GIÁM ĐỐCGIÁM KỸ PHÓ Điện lực Thành phố Văn phòng TN THUẬT 2 Hình Phòng Kế hoạch .2 Kỹ thuật Điện lực Hòa chức Sơ đồtổ Thành l Điện ực Tây Ninh ực P. An toàn Điện lực Châu Thành Công ty P. Kiểm tra giám sát mua bán điện Điện lực Dƣơng Minh Châu ĐỐCGIÁM KINH PHÓ DOANH Phòng Kinh doanh Điện lực Gò Dầu Phòng Điều độ GIÁM ĐỐC 43 Điện lực Bến Cầu P. Tài chính Kế toán Điện lực Trảng P. Thanh tra Bảo vệ Bàng Pháp chế P. Tổ chức &Nhân sự Điện lực Tân Châu Phòng Quản lý Đầu tƣ PHÓ GI PHÓ Phòng Vật tƣ Điện lực Tân Biên ĐỐCTÀI ÁM CHÍNH CNTT Phòng Công nghệ thông tin Phân cƣởng Cơ điện - Ban Quản lý dự án 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. 44 - 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: 45 Bảng 2.1 Tổng hợp doanh thu, điện thƣơng phẩm và GBBQ năm 2010-2014 Năm So sánh TT Chỉ tiêu ĐV 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 129,958 161,648 171,021 169,287 trạm 110/22kV (trkWh) 2,500.00 2,000.00 Điện đầu 1,500.00 nguồn trkWh Điện thƣơng 1,000.00 phẩm trkWh Sảnlƣợng (trkWh) điện 500.00 0.00 2010 2011 2012 2013 2014 Hình 2.3Biểu đồ sản lƣợng điện của Công ty Điện lực Tây Ninh Nguồn: Báo cáo kinh doanh hàng năm- Công ty Điện lực Tây Ninh 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 - 46 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. 47 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 48 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 49 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 Thực hiện năm Tỷ lệ so với Tỷ trọng (%) 2014 (kWh) 2013 (kWh) cùng kỳ (%) 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 50 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. 51 - 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%. 52 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, 185mm2) 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. 53 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 Năm So sánh Chỉ tiêu ĐV T 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% 54 Hình 2.4 Biểu đồ phản ánh cơ cấu điện TP của Công ty điện lực Tây Ninh giai đoạn 2010-2014 1,400,000 1,200,000 1,000,000 3 Thương nghiệp dịch vụ trkWh 2 Công nghiệp xây dựng trkWh 800,000 1 Nông, lâm nghiệp, thủy sản trkWh 600,000 5 Hoạt động khác trkWh 4 Quản lý tiêu dùng trkWh 400,000 200,000 - 2010 2011 2012 2013 2014 Nguồn: Báo cáo kinh doanh hàng năm- Công ty Điện lựcTây Ninh 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 55 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 56 Bảng 2.6 Tình hình thực tế TTĐN của PCTN giai đoạn 2010- 2014 So sánh tăng, T Năm Chỉ tiêu ĐV giảm T 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 Tỷ lệ tổn thất TH % -1,03% -0,11% 6,57 6,36 6,28 5,65 5,54 3 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 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 Tỷ lệ tổn thất TH % KH giao % Điện tổn thất trkWh 8 120 114.11 7 99.186 98.917 100 6 84.406 80 5 77.595 4 60 3 40 Tỷ lệ tồn Tỷlệ thất (%) 2 20 năng Điện tônr thất (trkWh) 1 0 0 2010 2011 2012 2013 2014 Nguồn- Báo cáo kinh doanh từ năm 2010 đến năm 2014- Công ty Điện lực Tây Ninh 57 Bảng 2.7 Tình hình thực tế tổn thất điện năng của Các Điện lực trực thuộc giai đoạn 2010- 2014 Năm TT Đơn vị Điện lực 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 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 Điện năng nhận Điện năng thƣơng Điện năng tổn thất Năm Tỷ lệ (%) (kWh) phẩm (kWh) (kWh) 2013 625.512.817 581.689.944 43.822.873 7,01 645.965.579 2014 600.628.179 45.742.319 7,08 Quý 1- 167.232.339 153.385.169 13.847.170 8,28 2015 (Nguồn phòng KT.GSMBĐ Công ty Điện lực Tây Ninh) 58 % Tổn thất 9.00 8.00 7.00 6.00 5.00 4.00 3.00 2.00 1.00 0.00 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 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. 59 60 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 61 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 62 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 63 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: P31,48 kW ; Q61,37 kVAR * Vậy tổn hao điện năng phần đƣờng dây và MBA khi có tải là: 64 SS    P   Q 31,48  j 61,37 (kVA) cuBA dd *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 đƣ...i 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. 79 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 80 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 Chế tạo đơn giản, vận hành, sửa chữa đơn gây sự cố ở phần quay 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 Có thể chế tạo bình tụ công suất nhỏ từ 5MVAr trở lên 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. 81 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:  SSSS  0BA   cuBA   dd Tổng tổn thất công suất không tải các TBA vẫn giữ nguyên: Có I0 % 2,27 2,27 15.531 => Q   352,5( kVAr ) o 100 => S0BA   P 0  j  Q 0 36  j 352,5 (kVA) * SScuBA   dd  29,34 + j57, 89 (kVA)  S (29,34  36)  j (57,89  352,5)  65,34  j 419,39 (kVA) A   P0MBA  t nam ()   P d    P cuMBA  A 36  8.760  29,34  7.955,6  548.777( kwh ) Bảng 3.4 kết quả tính toán bù công suất phản kháng tuyến 476SD STT Vị trí đặt bù Công suất Kiểu bù (kVAr) 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 82 Atonhao 548.777 % Ax 100   1,67% Anhan 32.747.331 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. Điện năng Điện năng tổn Điện năng Sản lƣợng điện tổn thất chƣa thất sau khi giảm sau Số thứ tự Tuyến đƣờng dây nhận đầu nguồn lắp bù lắp bù khi lắp bù (kWh) (kWh) (kWh) (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 83 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 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 (Nguồn phòng KT.GSMBĐ Công ty Điện lực Tây Ninh) NĂM BÁO TT hạ thế Stt CÁO 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, 84 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% (Nguồn phòng KT.GSMBĐ Công ty Điện lực Tây Ninh) THÁNG BÁO TT hạ thế Trạm CÁO 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) ĐN hạ thế TTĐN trƣớc cải tạo (kWh) TTĐN sau cải tạo (kWh) THÁNG BÁO Trạm CÁO ĐG hạ thế %TTĐN ĐG hạ thế %TTĐN 4.661.638 3.778.472 18,55 4.335.323 7,42 286 T3/2015 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 85 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. 86 - 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 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 87 - 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. 88 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. 89 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 Tiền đầu tƣ từng hạng Hạng mục mục (VNĐ) 1 Cải tạo dây dẫn trục chính tuyến 480TH thành 2.911.912.710 (3AC185mm2 +1AC150mm2) dài 15,009km 2 - Cải tạo lƣới hạ thế trục chính: 345,7km 48.982.363.732 - Nhánh rẽ: 186km 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: 53... 959 776 442 C  1 0.791.955.288 (VNĐ) (3.8) KH 5 Tổng chi phí mỗi năm là 90 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 91 = 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 Sản lƣợng phát Điện tổn thất Chí phí mua điện STT Năm triển thêm (kWh) (kWh) (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 92 Bảng 3.12 Dòng tiền dự án sau cải tạo tuyến 480TH, sửa chữa lƣới hạ thế và lắp bù VNĐ Doanh thu do Doanh thu do Chi phí ĐT Chi phí mua giảm tổn thất phát triển đƣợc Tổng doanh thu Năm (VNĐ) điện (VNĐ) (VNĐ) phụ tải (VNĐ) (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 10.170.370.241 11.795.832.760 25.479.288.715 2 13.683.455.955 11.187.407.519 12.975.416.036 26.658.871.991 3 13.683.455.955 12.306.147.890 14.272.957.640 27.956.413.595 4 13.683.455.955 5 13.536.761.919 19.079.433.599 15.700.253.404 34.779.687.003 40.000.000.000 30.000.000.000 20.000.000.000 10.000.000.000 0 1 2 3 4 5 6 Chi phí -10.000.000.000 Doanh thu -20.000.000.000 -30.000.000.000 -40.000.000.000 -50.000.000.000 -60.000.000.000 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 K  CK (1 12%)t (3.10) Kết quả tính NPV đƣợc thể hiện trong bảng 3.13 93 Bảng 3.13 Kết quả tính toán lợi nhuận quy về hiện tại (NPV) Chi phí mua Chi phí có tính Doanh thu tính đến Doanh thu điện chiết khấu chiết khấu Năm ĐT ⅀At*(1+i)^-t Cộng dồn Bt Ct Ct*(1+i)^-t Bt*(1+i)^-t 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 16.980.486.924 -36.979.289.518 10.355.286.193 27.335.773.117 2 10.170.370.241 25.479.288.715 15.308.918.474 -21.670.371.044 10.170.370.241 25.479.288.715 3 11.187.407.519 26.658.871.991 13.813.807.565 -7.856.563.480 9.988.756.713 23.802.564.278 4 12.306.147.890 27.956.413.595 12.476.296.002 4.619.732.522 9.810.385.754 22.286.681.756 13.536.761.919 34.779.687.003 15.120.294.481 19.740.027.003 5 9.635.199.753 24.755.494.234 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 94 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. 95 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. 96 - 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. 97 - 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 98 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. 99 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. 100