Luận văn Nghiên cứu và đề xuất một số giải pháp giảm tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu Thành, tỉnh Long An

điện. Hiện nay, tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối của huyện Châu Thành, tỉnh Long An còn khá cao so với các huyện còn lại của tỉnh. Cụ thể: năm 2011là 8,02%; năm 2012 là 7,83%; năm 2013 là 8,55%, năm 2014 là 8,19%. Qua thống kê cho thấy chỉ tiêu tỷ lệ TTĐN tăng giảm bất thường, do đó đòi hỏi phải có công tác quản lý cũng như giải pháp kỹ thuật hiệu quả nhằm làm giảm TTĐN. Trên cơ sở đó, người viết xin đề xuất hướng nghiên cứu của đề tài luận văn tốt nghiệp Thạc sĩ “Nghiên cứu và đề xuất một số giải pháp giảm tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu Thành, tỉnh Long An”. 2. Mục đích nghiên cứu Mục đích nghiên cứu của luận văn này là phân tích các nguyên nhân dẫn đến tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối huyện Châu Thành, từ đó đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối huyện Châu Thành trong thời gian tới. 3. Nhiêm vụ nghiên cứu - Thu thập, tổng hợp các số liệu có liên quan và phân tích, đánh giá thực trạng về tình hình tổn thất điện năng trong giai đoạn nghiên cứu của lưới điện phân phối huyện Châu Thành, tỉnh Long An. - Phân tích, tính toán tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu Thành hiện nay. 2 - Nghiên cứu, tính toán, phân tích các yếu tố kỹ thuật và các yếu tố về quản lý liên quan đến lưới điện phân phối của huyện Châu Thành và đề xuất các giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu Thành, tỉnh Long An để đáp ứng yêu cầu đặt ra. 4. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện phân phối của huyện Châu Thành, tỉnh Long An. - Phạm vi nghiên cứu: tính toán, phân tích và đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu Thành, tỉnh LA. 5. Phương pháp nghiên cứu - Nghiên cứu lý thuyết các phương pháp giảm tổn thất điện năng. - Nghiên cứu thực tế: thu thập số liệu liên quan về lưới điện phân phối huyện Châu Thành, phân tích và sử dụng phần mềm tính toán lưới điện phân phối để tính toán, phân tích và đánh giá để chọn giải pháp tối ưu nhằm giảm tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu Thành. 6. Dự kiến những đóng góp mới - Đánh giá thực trạng thực hiện chỉ tiêu tổn thất điện năng của Điện lực Châu Thành. - Đề xuất các giải pháp chính trong công tác quản lý, kỹ thuật và kinh doanh nhằm giảm tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu Thành. 7. Kết cấu luận văn Ngoài phần mở đầu, kết luận, mục lục, danh mục tài liệu tham khảo, luận văn có nội dung chính sau: CHƯƠNG 1. Cơ sở lý thuyết về giảm tổn thất điện năng CHƯƠNG 2. Thực trạng tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu Thành, tỉnh Long An. CHƯƠNG 3. Một số giải pháp giảm tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu Thành giai đoạn năm 2016 - 2018. 3 CHƯƠNG 1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 1.1. Khái niệm về tổn thất điện năng Hệ thống điện là tập hợp bao gồm các nguồn điện, các phụ tải điện được nối liền với nhau bởi các trạm biến áp, trạm cắt, trạm biến đổi dòng điện và mang điện với các cấp điện áp định mức khác nhau. Hệ thống điện làm nhiệm vụ sản xuất, chuyển tải, phân phối và sử dụng điện năng. Hệ thống điện là một bộ phận của hệ thống năng lượng vì nó không bao gồm mạng nhiệt và phụ tải nhiệt. Mỗi thiết bị cấu thành hệ thống điện gọi là phần tử của hệ thống điện. Các thông số của các phần tử của hệ thống điện gọi là thông số của hệ thống điện (trang 29, Bùi Ngọc Thư) . Khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến các hộ dùng điện, ta cần phải dùng dây dẫn và máy biến áp, nên một phần điện năng tất nhiên bị tiêu hao do đốt nóng dây dẫn, do tạo ra các trường điện từ và các hiệu ứng khác, phần tiêu hao đó gọi là tổn thất điện năng (trang 238, Bùi Ngọc Thư). Như vậy, có thể định nghĩa tổn thất điện năng là sự tiêu hao và sự thất thoát điện năng trong quá trình truyền tải từ nơi sản xuất đến nơi tiêu thụ. Trong hệ thống điện, tổn thất điện năng phụ thuộc vào nhiều yếu tố, như: Đặc tính của mạch điện, lượng điện truyền tải, khả năng của hệ thống, vai trò của công tác quản lý,... 1.2. Phân loại các dạng tổn thất điện năng Khi phân tích tổn thất điện năng, ta cần phân loại tổn thất nhằm giúp chúng ta hiểu rõ hơn có những loại tổn thất nào và ảnh hưởng của chúng trong quá trình sản xuất và kinh doanh điện năng. Mặt khác, việc phân loại tổn thất giúp cho chúng ta đánh giá mức tác động của tổn thất tới hoạt động sản xuất kinh doanh điện để từ đó đánh giá những tổn thất nào mang yếu tố chủ quan và những tổn thất nào là do yếu tố khách quan để từ đó có các biện pháp nhằm giảm tổn thất điện năng và nâng cao hiệu quả kinh doanh. Tổn thất điện năng có thể được phân ra thành các loại như sau: 4 Tổn thất điện năng Tổn thất điện năng Tổn thất điện năng trong Tổn thất điện trong quá trình sản quá trình truyền tải và năng trong quá xuất phân phối trình tiêu thụ Hình 1.1 : Phân loại tổn thất điện năng 1.2.1 Tổn thất điện năng trong quá trình sản xuất Đây là lượng điện năng tiêu hao ngay tại nhà máy điện, nó được xác định bởi lượng chệnh lệch điện năng phát ra tại đầu cực của máy phát điện với điện năng đưa lên lưới truyền tải và điện năng phục vụ cho quá trình sản xuất điện (điện tự dùng của nhà máy). Lượng điện năng tổn thất này phát sinh là do quá trình truyền dẫn điện trong nhà máy phát điện và do việc điều độ hệ thống điện không đồng bộ, hợp lý. 1.2.2 Tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải, phân phối Đây là lượng điện năng tiêu hao và thất thoát trong quá trình đưa điện năng từ nhà máy điện đến các hộ dùng điện. Nó do các nguyên nhân khách quan (các yếu tố tự nhiên, môi trường, yêu cầu kỹ thuật, công nghệ) và chủ quan (trình độ quản lý) gây nên. Tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải và phân phối có thể chia làm hai loại sau: - Tổn thất kỹ thuật: Là tổn thất điện năng do nguyên nhân về mặt kỹ thuật, công nghệ gây ra trong quá trình truyền tải, phân phối điện năng từ nơi sản xuất đến các phụ tải điện. Tổn thất kỹ thuật có các nguyên nhân chủ yếu sau: + Đường dây phân phối quá dài, bán kính cấp điện lớn. + Tiết diện dây dẫn quá nhỏ, đường dây bị xuống cấp, không được cải tạo, nâng cấp. 5 + Máy biến áp phân phối thường xuyên 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 máy biến áp. Tổn thất kỹ thuật không thể triệt tiêu được mà chỉ có thể hạn chế ở mức độ hợp lý hoặc cho phép. - Tổn thất kinh doanh (còn gọi là tổn thất thương mại hay tổn thất phi kỹ thuật): là tổn thất do hệ thống đo đếm không hoàn chỉnh. Sai số của các thiết bị dùng để đo đếm điện năng, do công tác quản lý chưa chặt chẽ dẫn đến thất thu tiền điện, do khách hàng còn gian lận, vi phạm quy chế sử dụng điện; do chủ quan của người quản lý khi TU mất pha, TI, công tơ chết, cháy không xử lý, thay thế kịp thời, bỏ sót hoặc ghi sai chỉ số; do không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế công tơ định kỳ theo quy định của Luật Đo lường; đấu nhầm, đấu sai sơ đồ đấu dây dẫn đến điện năng bán cho khách hàng đo được qua hệ thống đo đếm thấp hơn so với điện năng sử dụng thực tế. Tổn thất thương mại phản ánh trình độ quản lý của doanh nghiệp sản xuất kinh doanh điện, trình độ quản lý càng cao thì tổn thất thương mại càng thấp. Mục tiêu của các doanh nghiệp là phấn đấu đưa tổn thất kinh doanh về gần bằng không. 1.2.3 Tổn thất điện năng ở khâu tiêu thụ Tổn thất điện năng tại nơi tiêu thụ phụ thuộc vào dây dẫn và thiết bị của khách hàng sử dụng điện. Tổn thất này xảy ra phía sau công tơ đo đếm điện năng của Điện lực. 1.3. Giới thiệu một số phương thức xác định 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 t, nếu phụ tải của mạng điện không thay đổi và có tổn thất công suất tác dụng là P thì tổn thất điện năng A sẽ bằng: A = P x t 6 Nhưng thực tế phụ tải của đường dây của mạng điện luôn thay đổi theo thời gian (biến thiên theo đồ thị phụ tải của các hộ tiêu thụ, theo tình trạng làm việc của các nhà máy điện), vì vậy phải dùng phương pháp tích phân để tính tổn thất điện năng: t A =  P dt 0 Thông thường P là một hàm số phức tạp của thời gian t, rất khó tích phân, nên biểu thức trên chỉ có ý nghĩa lý thuyết, do đó ta phải dùng các phương pháp khác. 1.3.1 Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo các chỉ số công tơ Phương pháp xác định tổn thất điện năng thông dụng nhất là so sánh sản lượng điện ở đầu vào lưới điện và sản lượng điện tiêu thụ tại các phụ tải trong cùng khoảng thời gian, phương pháp này tuy có đơn giản nhưng thường mắc phải sai số lớn do một số nguyên nhân sau: - Không thể lấy được đồng thời các chỉ số của các công tơ tại đầu nguồn và ở các điểm tiêu thụ cùng một thời điểm. - Nhiều điểm tải còn thiếu thiết bị đo hoặc thiết bị đo không phù hợp với phụ tải. - Số chủng loại đồng hồ đo rất đa dạng với nhiều mức sai số khác nhau, việc chỉnh định đồng hồ đo chưa chính xác hoặc không chính xác do chất lượng điện không đảm bảo. Để nâng cao độ chính xác của phép đo người ta sử dụng đồng hồ đo đếm tổn thất, đồng hồ này chỉ được sử dụng ở một số mạng điện quan trọng. 1.3.2 Phương pháp xác định tổn thất điện năng bằng đồng hồ đo đếm tổn thất Trong cung cấp mạng điện người ta có thể xác định tổn thất điện năng trực tiếp bằng đồng hồ đo đếm tổn thất mắc ngay tại điểm nút cung cấp cần kiểm tra. 7 a. Cách mắc đồng hồ đo đếm tổn thất: + Đối với đường dây phân phối thì cần đặt một đồng hồ ở đầu đường dây. + Đối với MBA đồng hồ đo đếm tổn thất được đặt trên mỗi đầu cuộn dây của MBA ba cuộn dây và trên một trong hai cuộn dây của MBA 2 cuộn dây. b. Cách xác định tổn thất điện theo đồng hồ đo đếm tổn thất 2 -3 A = 3.k i .R.N.10 (kWh) (1.4) Trong đó: ki – tỷ số máy biến dòng R- là điện trở tương đương của mạng điện N- chỉ số của đồng hồ đo đếm tổn thất điện năng được ghi trong thời gian T và được xác định bằng công thức: N = I2.T I- dòng điện chạy trong mạng * Ưu điểm: Sử dụng đơn giản, dễ thực hiện * Nhược điểm: - Phương pháp này chỉ xác định được tổng hao tổn năng lượng của mạng, không chỉ ra được các thời điểm cực đại và cực tiểu của phụ tải để từ đó có biện pháp san bằng đồ thị phụ tải. - Chỉ xác định được lượng điện năng tổn thất tại thời điểm đo đếm. - Nếu cần xác định đồng thời hao tổn điện năng tại nhiều vị trí, khi đó ta phải sử dụng nhiều công tơ gây tốn kém vì vậy cách này thường áp dụng trong những trường hợp đặc biệt khi cần kiểm tra. 1.3.3 Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải Phương pháp này đôi khi còn gọi là phương pháp tích phân đồ thị. Ta tính tổn thất điện năng từng giờ, ta cần phải nắm rõ đồ thị phụ tải ngày đêm và cách xây dựng đồ thị phụ tải năm. Đồ thị phụ tải ngày đêm biểu thị sự biến đổi công suất của phụ tải trong một ngày đêm. Việc xây dựng đồ thị phụ tải năm dựa trên các đồ thị phụ tải ngày đêm điển hình trong thời gian xuân hè và thu đông. Theo đồ thị phụ tải ngày đêm (có xét đến số lượng các loại ngày đêm khác nhau trong năm: Thứ bảy, chủ nhật, thứ hai, ngày làm việc), cứ mỗi giá trị công suất phụ tải, ta cộng tất cả thời gian tương ứng với phụ tải đó trong cả 8 năm. Lần lượt làm tiếp như vậy với giá trị phụ tải giảm dần, cuối cùng ta có được đồ thị phụ tải năm theo khoảng thời gian (trang 243, Bùi Ngọc Thư). Dựa theo đồ thị phụ tải năm, ta có thể xác định được tổn thất điện năng trong 1 năm. Nếu đồ thị phụ tải năm có N bậc, ta tính công suất tổn thất ứng với bậc thứ i như sau: 2 Si P  2 rd, với i = 1, 2,..., N. U i Tổn thất điện năng trong cả năm bằng: N A  Pi .ti i1 trong đó ti là khoảng thời gian của bậc thứ i có giá trị phụ tải là Pi. * Ưu điểm: Công thức tính toán đơn giản Dựa vào đồ thị phụ tải ta có thể xác định hao tổn điện năng trong năm. * Nhược điểm: Phải xây dựng được đồ thị phụ tải năm, tức là phải khảo sát lưới điện trong thời gian một năm. Để tính toán chỉ tiêu TTĐN trong năm cần phải tính với mỗi chế độ của đồ thị phụ tải năm. Để xác định TTĐN theo phương pháp này ta phải giả thiết trong khoảng thời gian t ta coi giá trị của dòng điện hay công suất là không đổi, nếu t lớn dẫn đến sai số lớn. Ngoài ra, khối lượng tính toán khá nhiều, vì đồ thị phụ tải năm có rất nhiều bậc. 1.3.4 Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất 1.3.4.1 Phương pháp xác định theo  Đây là phương pháp đơn giản và sử dụng thuận tiện nhất. Trong các trạng thái, ta chọn trạng thái có tổn thất công suất lớn nhất và ta tính tổn thất 9 công suất ở trạng này gọi là Pmax. Tổn thất điện năng trong một năm bằng tích số của Pmax với thời gian tổn thất công suất lớn nhất : A = Pmax. (trang 248, Bùi Ngọc Thư) Thời gian tổn thất công suất lớn nhất là thời gian mà trong đó nếu mạng điện liên tục tải công suất lớn nhất Pmax (hay Imax) thì sẽ gây ra một tổn thất điện năng trong mạng điện vừa đúng bằng tổn thất điện năng trong thực tế, theo đồ thị phụ tải của mạng điện sau một năm vận hành, do đó ta có thể viết: A = P1 . t1 + P2 . t2 +... + PN . tN = Pmax. trong đó: N là số bậc của đồ thị phụ tải. Phương pháp này cũng gặp trở ngại là thời gian tổn thất công suất lớn nhất thay đổi phụ thuộc vào tính chất phụ tải, hệ số công suất, thời gian sử dụng công suất cực đại. Đối với các đồ thị phụ tải có dạng đỉnh nhọn, trị số  có thể được xác định theo công thức kinh nghiệm sau: -4 2  = (0,124 + Tmax.10 ) .8760 (h) (1) N  Pi .ti A i1 Với: Tmax  = Pmax Pmax 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 lượng điện truyền tải trong mạng điện sẽ vừa đúng bằng năng lượng điện thực tế được truyền tải trong mạng điện, sau thời gian vận hành T. Công thức (1) chỉ sử dụng cho thời gian là 1 năm, nghĩa là T = 8760 giờ. Khi thời gian tính toán bé hơn, để nâng cao độ chính xác trong tính toán, ta dùng công thức sau: 10 2 T T  P    2T T  max 1 min  (h) max T 2P  P  1 max  min  max  T Pmax Phương pháp này ta coi đồ thị phụ tải công suất tác dụng và công suất phản kháng đồng thời cực đại, giả thiết này dẫn đến sai số khá lớn trong tính toán. Ngoài ra phương pháp này không được sử dụng để tính toán khi điện trở của đường dây thay đổi, ví dụ như dây thép. * Ưu điểm: - Tính toán đơn giản - Giá trị Imax hay Pmax xác định được nhờ khảo sát và đo đếm. - Nếu một đường dây cấp điện cho các trạm tiêu thụ có tính chất giống nhau thì khối lượng đo đếm không lớn. - Cho biết tình trạng làm việc của toàn lưới, xác định được phần tử nào làm việc không kinh tế. * Nhược điểm: Việc xác định chính xác giá trị  rất khó nếu không có đồ thị phụ tải. Khi không có đồ thị phụ tải ta phải xác định  theo Tmax thông qua các công thức thực nghiệm dẫn đến kết quả tính toán có sai số lớn. Trên lưới điện có nhiều phụ tải để xác định được giá trị của  ứng với nhiều phụ tải sẽ tốn rất nhiều công sức và thời gian. 1.3.4.2 Phương pháp xác định theo p và q Để giảm bớt sai số khi xác định A, cần phải xét đến hình dáng của đồ thị phụ tải, hệ số công suất và trong thời gian một ngày đêm giá trị cực đại của phụ tải tác dụng và phụ tải phản kháng có xảy ra đồng thời không. Để xét đến điều kiện trên người ta dùng phương pháp xác định hao tổn điện năng theo p và q. Trong công thức A = Pmax. hao tổn công suất cực đại được phân tích thành hai thành phần Pp (tổn thất do công suất tác dụng P gây ra) và Pq (tổn thất do công suất phản kháng Q gây ra). Thời gian hao tổn công suất cực đại  11 cũng được phân tích thành p, q. Khi đó hao tổn điện năng được xác định theo công thức: A = Pp.p + Pq.q (trang 254, Bùi Ngọc Thư) Đối với phương pháp này gặp khó khăn là đồ thị công suất phản kháng kém chính xác hơn đồ thị công suất tác dụng và hầu như không biết nên phương pháp này ít được sử dụng. 1.3.4.3 Tính bằng phương pháp 2 Để tính theo phương pháp này người ta xét đến trạng thái phụ tải cực đại và cực tiểu. Trong đồ thị phụ tải ngày đêm người ta chia làm hai phần theo khoảng thời gian tmax và tmin, tmax là khoảng thời gian phần đồ thị chứa công suất cực đại, tmin là phần thời gian còn lại trên đồ thị phụ tải tương ứng với phần có công suất cực tiểu. Điện năng tiêu thụ trong một ngày đêm Anđ có thể viết theo công thức: Anđ = Pmax.tmax + Pmin.tmin Trong đó: tmax + tmin = 24 giờ Ta cũng có thể xác định điện năng tiêu thụ trong một ngày đêm theo công thức sau: 24 Anđ   Pi .ti i1 Từ đó suy ra: Anđ  24Pmin tmax  Pmax  Pmin Tmin = 24 - tmax Ta sử dụng mỗi phần đồ thị đó theo nguyên tắc diện tích tương tự như ta xác định được thời gian tổn thất công suất của mỗi phần đồ thị. tmax 2 2 Từ điều kiện: Pmax . max  Pi .ti 1 tmin 2 2 Pmin . min  Pi .ti 1 2 2 Ta coi cos là không đổi và P i trùng S i khi đó ta có: 12 2 tmax  P   i   max    .ti 1  Pmax  2 tmin  P   i   min    .ti 1  Pmax  Vậy tổn thất điện năng trong một ngày đêm bằng: Anđ  Pmax . max  Pmin . min (trang 257, Bùi Ngọc Thư) Tổn thất điện năng trong thời gian tính toán T, được xác định theo công thức sau: 2  A   tbnđ  A  Anđ .  .T  Anđ  Trong đó: Atbnđ – điện năng ngày đêm trung bình trong thời gian tính toán T; Anđ – điện năng ngày đêm, của ngày chọn để tính toán. 1.3.5 Phương pháp xác định tổn thất điện năng trong trạm biến áp Tổn thất điện năng trong trạm biến áp được tính cho lưới điện có cấp điện áp bằng cấp cao nhất của máy biến áp. Tổn thất trong các cuộn dây (tổn thất đồng) được tính theo công thức: ACu = Pmax x  2  S   max  Pmax  PN     Sđm  Trong đó:  Pmax  Smax    là công suất phụ tải lớn nhất tải qua máy biến áp.  cos  PN là tổn thất công suất tác dụng lúc làm thí nghiệm ngắn mạch. Tổn thất trong lõi thép (tổn thất sắt) được tính theo công thức: AFe = P0 x T với T là thời gian vận hành máy biến áp. Như vậy, tổng tổn thất điện năng trong máy biến áp là: 13 A = ACu + AFe Một cách tổng quát, khi trong trạm biến áp có n máy biến áp làm việc song song thì: A = ACu/n + AFe x n 1.4. Các yếu tố tác động đến tổn thất điện năng Từ khâu sản xuất đến khâu tiêu thụ, điện năng bị tổn thất không nhỏ do ảnh hưởng của rất nhiều yếu tố khác nhau. 1.4.1 Các yếu tố khách quan Các yếu tố về dân số, về tự nhiên như: Vị trí địa lý, khí hậu, thời tiết,... có ảnh hưởng nhiều đến ngành điện. Để đảm bảo yêu cầu về kỹ thuật và kinh tế, các nhà máy điện thường được xây dựng gần các nguồn năng lượng sơ cấp, như: nước, than đá, dầu mỏ, khí đốt. Do vậy các nhà máy điện thường đặt xa các hộ tiêu thụ. Điện năng được sản xuất ra phải được truyền tải từ nhà máy điện đến các nơi tiêu thụ. Nhiệm vụ này được thực hiện nhờ hệ thống điện. Hệ thống điện là tập hợp các nhà máy điện, đường dây truyền tải điện, mạng phân phối và các hộ dùng điện, nhằm thực hiện nhiệm vụ sản xuất, truyền tải, phân phối và sử dụng điện năng một cách tin cậy, kinh tế và chất lượng đảm bảo. Phần hệ thống điện bao gồm các trạm biến áp và các đường dây tải điện: Gồm hàng chục các bộ phận rất đa dạng: máy biến áp, máy cắt, dao cách ly, tụ bù, sứ xuyên thanh cái, cáp ngầm, cột, đường dây trên không; phụ kiện đi nối dây dẫn và dây chống sét với cột, sứ cách điện,Các bộ phận này đều phải chịu tác động của thiên nhiên (gió, mưa, ăn mòn, băng giá, sét, dao động, nhiệt độ, bão từ, rung động do gió, văng bật dây). Hệ thống điện của nước ta phần lớn là nằm ở ngoài trời, do đó tất yếu sẽ chịu ảnh rất lớn của điều kiện tự nhiên. Sự thay đổi, biến động của môi trường có ảnh hưởng rất lớn tới sự tổn thất điện năng của ngành điện. Nước ta nằm ở vùng nhiệt đới gió mùa, nên độ ẩm tương đối cao, nắng lắm mưa nhiều đã gây không ít khó khăn cho việc bảo dưỡng thiết bị và vận hành lưới điện. Các đường dây tải điện và máy biến áp đều được cấu thành từ kim loại nên độ ẩm 14 cao làm cho kim loại nhanh bị ôxi hoá và như vậy dẫn đến hiện tượng máy biến áp và dây tải điện sử dụng không hiệu quả nữa, lượng điện bị hao tổn. Mạng lưới truyền tải điện phải đi qua nhiều khu vực, điạ hình phức tạp. Đồi núi, rừng cây nên khi sự cố điện xảy ra, làm tổn thất điện do phóng điện thoáng qua cây cối trong hoặc gần hành lang điện, đốt rừng làm rẫy trong hành lang điện. Địa hình phức tạp làm cho công tác quản lý hệ thống điện, kiểm tra sửa chữa, xử lý sự cố gặp không ít khó khăn, nhất là vào mùa mưa bão, gây ra một lượng tổn hao không nhỏ. Thiên tai do thiên nhiên gây ra: gió, bão, lụt, sét,làm đổ cột điện, đứt dây truyền tải, các trạm biến áp và đường dây tải điện bị ngập lụt trong nước, làm cho nhiều phụ tải lưới điện phân phối bị sa thải do mạng điện hạ áp bị hư hỏng, ảnh hưởng đến sản lượng truyền tải điện. Nhiệt độ môi trường cao làm cho dây tải điện nóng hơn so với bình thường nên sản lượng điện truyền tải không đạt chất lượng, bị hao hụt do toả điện ra bên ngoài. Thiên tai do thiên nhiên gây nên tổn thất lớn đối với nền kinh tế nói chung và ngành điện nói riêng. Công nghệ, kỹ thuật của máy móc thiết bị trong hệ thống truyền tải và phân phối điện năng Trong quá trình phân phối và truyền tải điện năng thì tổn thất điện năng là không tránh khỏi. Lượng tổn thất điện năng theo lý thuyết là lượng tổn thất kỹ thuật - lượng điện năng tiêu tốn để phục vụ cho công nghệ truyền tải điện. Nó lớn hay nhỏ đều phụ thuộc vào công nghệ kỹ thuật truyền tải điện năng. Do đó, nếu công nghệ, kỹ thuật của thiết bị càng tiên tiến thì sự cố càng ít xảy ra, và có thể tự ngắt khi sự cố xảy ra dẫn đến lượng điện hao tổn càng ít. Sự lạc hậu về thiết bị, công nghệ: Hệ thống điện chắp vá, tận dụng, chưa đồng bộ, chưa hoàn chỉnh, sự cọc cạch trong hệ thống như với đủ mọi dây dẫn tận dụng khác nhau,Các bộ phận của hệ thống điện, với cùng thời gian sẽ bị lão hoá. Thêm vào đó sự phát triển như vũ bão của khoa học - công nghệ kéo theo sự tiên tiến, hiện đại hoá các thiết bị, máy móc trong mọi lĩnh vực, kích thích tiêu dùng năng lượng nhiều hơn. Vì vậy, nếu không quản lý, bảo dưỡng, 15 giám sát đổi mới công nghệ truyền tải sẽ dẫn đến tổn thất lớn. Những máy biến áp của thế hệ cũ không đáp ứng được nhu cầu tải điện trong giai đoạn hiện nay, xuất hiện tình trạng máy bị quá tải hoặc non tải, dây dẫn không có tiết diện đủ lớn để truyền tải dẫn đến tình trạng quá tải đường dây, công tơ cũ, lạc hậu, không hiển thị rõ chỉ số, cấu tạo đơn giản làm cho người sử dụng dễ lấy cắp điện. Trong ngành điện, sự đổi mới kỹ thuật không đồng bộ cũng sẽ dẫn đến tổn thất điện năng. Như vậy, lượng tổn thất vẫn bị tăng do chạy máy không tải và do một số trạm quá tải. Tất cả những nhân tố trên đều dẫn đến tổn thất điện năng. Muốn giảm được lượng điện tổn thất này thì phải cải tiến kỹ thuật công nghệ truyền tải nhưng phải cải tiến đồng bộ. 1.4.2 Các yếu tố chủ quan Tổ chức sản xuất kinh doanh Để quản lý tốt sản phẩm của mình, giảm lượng điện hao hụt trong quá trình phân phối và truyền tải điện năng, người lao động đóng vai trò không nhỏ, các công nhân, kỹ sư,phải có trình độ chuyên môn nghiệp vụ. Phải thông thạo về kỹ thuật, kinh tế, nghiệp vụ về điện để tuyên truyền, hướng dẫn cho khách hàng trong quá trình mua hàng và phương pháp sử dụng, nhất là an toàn điện, tránh xảy ra những tổn thất không đáng có. Phải thông thạo trong việc sử dụng, kiểm tra các thiết bị điện thuộc phạm vi mình quản lý. Việc bố trí công việc phù hợp giúp cho cán bộ, công nhân say mê, sáng tạo, tránh được các hành vi tiêu cực do chán nản gây ra: Làm việc thiếu nhiệt tình, không tận tụy hết lòng vì công việc, khi có sự cố xảy ra, xử lý chậm chạp, không đúng quy trình, quy phạm kỹ thuật, gây thiệt hại lớn; nhân viên ghi công tơ không đều đặn theo lịch hàng tháng, ghi sai chỉ số, ghi chỉ số khống hiện tượng cán bộ công nhân viên ngành điện móc ngoặc với các hộ sử dụng điện, ghi sai chỉ số công tơ, thu tiền không đúng kì hạn, tính sai giá điện, làm hợp đồng không đúng với thực tế sử dụng Vì vậy, để quản lý tốt sản phẩm của mình trong đó có giảm lượng điện năng hao tổn thì việc tổ chức sản xuất hợp lý, tạo mối liên hệ cân đối, hài hoà 16 giữa các bộ phận, phải có một đội ngũ nhân viên có trình độ, tinh thần trách nhiệm cao với công việc là hết sức cần thiết. Tổ chức sản xuất kinh doanh không hợp lý tất yếu dẫn đến hoạt động của ngành kém chất lượng, điện cung cấp không đầy đủ cả về số lượng và chất lượng, hao tổn điện năng nhiều. Quản lý khách hàng Khách hàng của ngành điện gồm sản xuất công nghiệp, sản xuất nông nghiệp, thuỷ lợi, dịch vụ thương mại và sinh hoạt tiêu dùng ở đô thị, nông thôn và miền núi. Là doanh nghiệp sản xuất kinh doanh trong cơ chế mới, mục tiêu phát triển khách hàng của ngành là: Hướng phát triển khách hàng vào các thành phần công nghiệp, xây dựng và dịch vụ thương mại, nhất là các xí nghiệp liên doanh với nước ngoài, các xí nghiệp có 100% vốn nước ngoài. Đây là những khách hàng sử dụng nhiều điện, giá bán cao, tạo điều kiện thuận lợi trong việc tăng doanh thu của ngành. Đối với những khách hàng khác, hướng việc phát triển khách hàng vào các khu dân cư tập trung dọc trục đường giao thông, gần với lưới điện, có thể giảm bớt kinh phí đầu tư mà vẫn bán được điện. Quản lý khách hàng theo từng khu vực, phân loại khách hàng theo từng đặc điểm sẽ giúp cho việc ghi công tơ và thu ngân được đúng tiến độ, không quá hạn lịch ghi công tơ hàng tháng, công việc này góp phần giảm tổn thất điện năng một cách đáng kể. Quản lý khách hàng thông qua quản lý công tơ các hộ sử dụng điện; các công tơ hư hỏng, cháy, không đạt chất lượng phải được thay thế kịp thời. Không để xảy ra trường hợp đấu nhầm, đấu sai sơ đồ đấu dây. Các hình thức vi phạm hợp đồng sử dụng điện phải bị xử phạt nghiêm minh. Như vậy, công tác quản lý khách hàng tốt sẽ góp phần rất lớn vào việc giảm tổn thất điện năng của ngành điện. 1.5. Ý nghĩa của việc giảm tổn thất điện năng Giảm tổn thất điện năng là một vấn đề cần thiết không chỉ đối với ngành điện Việt Nam mà đối với ngành điện của các nước trên thế giới. Nó có một ý nghĩa to lớn đối với nền kinh tế quốc dân và ngành điện. 17 Đứng trước tình hình khó khăn do thiếu nguồn điện, việc xây dựng thêm các nhà máy điện và các nguồn cung cấp điện không phải là công việc một sớm một chiều, vì vậy việc tiết kiệm điện có ý nghĩa vô cùng quan trọng trong thời điểm này, mà cụ thể nhất chính là việc giảm tổn thất điện năng của các đơn vị sản xuất, truyền tải và kinh doanh điện năng. Trong trường hợp lượng điện năng tổn thất với tỷ lệ cao, do đây là một bộ phận cấu thành nên chi phí sản phẩm, nên khi tỷ lệ tổn thất điện năng cao tất yếu sẽ dẫn đến giá thành điện thương phẩm cao. Nền kinh tế quốc dân cũng bị thiệt hại rất lớn, bởi ngành điện có một vị trí rất quan trọng trong nền kinh tế quốc dân. Đồng thời không thu hút được các nhà đầu tư vào đầu tư nguồn điện. Vì vậy, khi ngành điện không tự mình phát triển đi lên thì Nhà nước phải bù lỗ bằng Ngân sách Chính phủ, mà nguồn ngân sách Chính phủ được thu từ các thành phần kinh tế. Vậy, gánh nặng ngân sách buộc các thành phần kinh tế muốn tồn tại phải tăng giá bán sản phẩm của mình, dẫn đến tình trạng hạn chế tiêu dùng. Đây không phải là điều mong muốn của thị trường, của các doanh nghiệp. Vậy tổn thất điện năng vô hình chung đã kìm hãm sự phát triển kinh tế xã hội. Ngược lại, tỷ lệ tổn thất điện năng thấp sẽ mang lại lợi ích hết sức to lớn cho toàn bộ nền kinh tế quốc dân nói chung và ngành điện nói riêng. Theo số liệu tính toán và thống kê năm 2003, nếu giảm tổn thất điện năng xuống 0,5% thì sẽ tiết kiệm được trên 100 triệu kWh. Điều đó ảnh hưởng trực tiếp đến việc cải thiện đời sống nhân dân, góp phần vào việc giảm chi phí cho toàn bộ quá trình sản xuất, tạo điều kiện hạ giá thành bán điện cho các hộ dùng điện, kích thích tiêu dùng. Việc giảm tổn thất điện năng làm cho lượng điện năng mà ngành điện cung ứng cho khách hàng sẽ nhiều hơn, do đó đảm bảo các nhu cầu sản xuất cũng như tiêu dùng, đáp ứng nhu cầu phát triển của xã hội. Việc giảm tổn thất điện năng còn làm giảm chi phí điện thương phẩm, tăng sản lượng điện, tăng chất lượng của nguồn điện, do đó tăng được doanh thu, vì vậy lợi nhuận của ngành điện sẽ lớn hơn. Ngành điện có điều kiện về vốn đầu tư để đổi mới công 18 nghệ sản xuất, truyền tải, phân phối, từ đó góp phần làm cho việc cung ứng điện ngày càng tốt hơn, chất lượng điện năng ngày càng cao hơn, lượng điện tổn thất sẽ giảm đi hơn nữa. Đối với các ngành kinh doanh khác, vì điện là yếu tố đầu vào cho sản xuất kinh doanh, do đó nếu lượng điện năng tổn thất càng lớn, giá thành điện cao, chất lượng điện năng thấp làm cho chí phí đầu vào của các ngành này càng cao. Việc tăng chi phí đầu vào của các ngành này dẫn đến giảm doanh thu, hiệu quả hoạt động sẽ kém dẫn đến không mở rộng sản xuất kinh doanh, do đó nhu cầu sử dụng điện giảm, việc giảm nhu cầu này nó ảnh hưởng ngược trở lại ngành điện, làm cho ngành điện sẽ phát triển kém hiệu quả. Ngược lại, nếu tỷ lệ tổn thất điện năng giảm sẽ dẫn đến giảm chi phí sản xuất điện thương phẩm, do đó làm giảm giá thành điện thươn...,17 đã tính toán So sánh kết quả chỉ tiêu tỷ lệ TTĐN đã thực hiện và kết quả tính toán trong năm 2014 như sau: + Chỉ tiêu TTĐN đã thực hiện năm 2014 là: 8,19% + Chỉ tiêu TTĐN tính toán năm 2014 là: 7,99 % Nhận xét: Thông thường chỉ tiêu TTĐN tính toán bao giờ cũng thấp hơn chỉ tiêu TTĐN đã thực hiện, phần chênh lệch này bù vào các tổn thất thương mại và quản lý vận hành hệ thống. Vì vậy kết quả tính toán chỉ tiêu tỷ lệ TTĐN là 7,99% so với kết quả thực hiện năm 2014 là 8,19% chứng tỏ điều đó phản ánh đúng với thực tế. Kết luận Việc sử dụng phần mềm PSS/Adept để tính toán chỉ tiêu TTĐN là phù hợp, kết quả tính toán phản ảnh đúng thực tế với lưới điện và tương đối chính xác với kết quả đã thực hiện. Tóm tắt Chương 2 Thu thập số liệu tổn thất điện năng và tìm hiểu cách thức tính toán tổn thất để từ đó phân tích làm rõ được các nguyên nhân ảnh hưởng đến chỉ tiêu tổn thất điện năng của Điện lực Châu Thành. Dựa vào phần mềm PSS/Adept để tính toán lại chỉ tiêu tổn thất điện năng so với kết quả thực hiện chỉ tiêu tổn thất điện năng năm 2014 của Điện lực Châu Thành. So sánh và đánh giá kết quả trên để thấy được các nguyên nhân làm tổn thất điện năng tăng cao. 42 Việc sử dụng phần mềm PSS/Adept để tính toán chỉ tiêu TTĐN là phù hợp, kết quả tính toán phản ảnh đúng thực tế với lưới điện và tương đối chính xác với kết quả đã thực hiện. 43 CHƯƠNG 3 MỘT SỐ GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN CHÂU THÀNH GIAI ĐOẠN 2015 – 2018 3.1. Mục tiêu giảm tổn thất điện năng giai đoạn 2015-2018 3.1.1 Dự báo nhu cầu phụ tải và chỉ tiêu thực hiện giảm tổn thất điện năng Theo dự báo nhu cầu điện phục vụ mục tiêu phát triển kinh tế xã hội của huyện Châu Thành với tốc độ tăng trưởng GDP bình quân trong giai đoạn 2011 - 2015 là 8,32% và giai đoạn 2016 -2020 là 12%, phụ tải được dự báo như sau: Năm 2015 2018 2020 Stt 1 Pmax (MW) 49,6 117,9 152,9 2 Điện thương phẩm (kWh) 142.449.000 290.424.000 357.647.000 Chỉ tiêu thực hiện giảm tổn thất điện năng của Điện lực huyện Châu Thành giai đoạn 2015 - 2018 dự kiến như sau: Năm 2015 2018 2020 TTĐN (%) 7,85 6,64 5,98 Theo dự báo, nhu cầu phụ tải đến năm 2018 công suất max Pmax ước khoảng 117,9 MW, đạt 105% so công suất đặt của TBA 110/22kV hiện có, lúc đó chỉ tiêu TTĐN của Điện lực Châu Thành sẽ là 6,64%. Và theo dự báo nhu cầu phụ tải đến năm 2020 công suất max Pmax ước khoảng 152,9MW, đạt 136% so công suất đặt của TBA 110/22kV hiện có, lúc đó chỉ tiêu TTĐN của Điện lực Châu Thành sẽ là 5,98%. 3.1.2 Đề xuất phương án giảm TTĐN lưới điện huyện Châu Thành 44 Theo số liệu dự báo, phụ tải huyện Châu Thành phát triển nhanh chóng trong giai đoạn năm 2015- 2020. Các nguồn cung cấp hiện tại (Trạm 110kV Tân An và Trạm 110kV Long An) không thể đáp ứng nhu cầu phụ tải của huyện. Để vừa giảm được TTĐN theo lộ trình vừa đảm bảo nguồn điện để đáp ứng sự phát triển của kinh tế xã hội địa phương cần thiết phải xây dựng 01 TBA 110/22kV tại huyện Châu Thành đủ đảm bảo cấp điện cho huyện Châu Thành đến năm 2018. Trước mắt xây dựng trạm biến áp 110/22kV có công suất 63MVA (năm 2016) và nâng lên thành 2 x 63 MVA (năm 2017). 3.2. Tính toán phương án đề xuất giảm TTĐN lưới điện huyện Châu Thành 3.2.1 Thiết kế và tính toán phương án lựa chọn 3.2.1.1 Tính toán với phụ tải của lưới điện năm 2014 Trong Chương 2 đã tính toán TTĐN năm 2014 trong điều kiện lưới điện hiện hữu của huyện Châu Thành nhằm đánh giá lại kết quả thực hiện chỉ tiêu TTĐN thực tế của Điện lực Châu Thành năm 2014. Đối với phần tính toán TTĐN trình bày trong mục này là tương ứng với trường hợp đã có TBA 110kV - 63 MVA và phân bố lại phụ tải các phát tuyến trung áp nhằm đánh giá hiệu quả của phương án đề xuất. Việc xây dựng mới 01 TBA 110/22kV Châu Thành tại huyện Châu Thành có công suất 63MVA, cần phải bố trí lại lưới điện sao cho hợp lý nhất và có lưu ý đến việc san tải cho lưới điện huyện Châu Thành và thành phố Tân An. Cụ thể như sau: * TBA 110/22kV Châu Thành cho vận hành và lúc này các xuất tuyến được phân chia như sau: + Xuất tuyến 471 Châu Thành: có 218 TBA với tổng dung lượng đặt là 12059,5kVA; công suất mang tải Pmax = 7,0 (MW) đi cấp điện cho khu vực xã An Lục Long. 45 + Xuất tuyến 473 Châu Thành: có 260 TBA với tổng dung lượng đặt là 16163,5kVA; công suất mang tải Pmax = 8,44 (MW) đi cấp điện cho xã Dương Xuân Hội và xã Long Trì. + Xuất tuyến 475 Châu Thành: có 256 TBA với tổng dung lượng đặt là 17067,5kVA; công suất mang tải Pmax = 8,5 (MW) đi cấp điện cho Thị trấn Tầm Vu, xã Hiệp Thạnh. + Xuất tuyến 477 Châu Thành: có 238 TBA với tổng dung lượng đặt là 16567kVA; công suất mang tải Pmax = 9,5 (MW) đi cấp điện cho các xã: Thanh Phú Long, Thuận Mỹ và Thanh Vĩnh Đông. + Xuất tuyến 471 Tân An: có 150 TBA với tổng dung lượng đặt là 10365kVA; công suất mang tải Pmax = 5,3 (MW) đi cấp điện cho xã Hòa Phú. + Xuất tuyến 478 Tân An: có 160 TBA với tổng dung lượng đặt là 7052,5kVA; công suất mang tải Pmax = 5,7 (MW) đi cấp điện cho các xã: Bình Quới, Phú Ngãi Trị, Phước Tân Hưng. + Xuất tuyến 479 Long An: có 208 TBA với tổng dung lượng đặt là 8688kVA; công suất mang tải Pmax = 6,9 (MW) đi cấp điện cho các xã Hiệp Thạnh. * Bù trung áp: Do có TBA 110/22kV Châu Thành nên toàn bộ lưới điện trung thế thay đổi, kéo theo việc bố trí tụ bù trung áp trên lưới điện cũng thay đổi theo, cụ thể như sau: * Trạm biến áp 110/22kV Tân An có 02 xuất tuyến: + Xuất tuyến 471 Tân An có 01 giàn tụ bù trung áp 600 kVAr. + Xuất tuyến 478 Tân An có 02 giàn tụ bù trung áp 900 kVAr. * Trạm biến áp 110/22kV Long An có 01 xuất tuyến: + Xuất tuyến 479 Long An có 01 giàn tụ bù trung áp 600 kVAr. * Trạm biến áp 110/22kV Châu Thành có 04 xuất tuyến: + Xuất tuyến 471 Châu Thành: Đã có 01 giàn tụ, công suất 900 kVAr, chuyển từ xuất tuyến 471TA. Đề nghị lắp đặt thêm 01 giàn tụ bù ứng động trung áp 600 kVAr. 46 + Xuất tuyến 473 Châu Thành: Đã có 01 giàn tụ, công suất 300 kVAr, chuyển từ xuất tuyến 471TA. Đề nghị lắp đặt thêm 01 giàn tụ bù ứng động trung áp 600 kVAr. + Xuất tuyến 475 Châu Thành: Đề nghị lắp đặt thêm 01 giàn tụ bù ứng động trung áp 600 kVAr. + Xuất tuyến 477 Châu Thành: Đã có 01 giàn tụ, công suất 300 kVAr, chuyển từ xuất tuyến 471TA. Đề nghị lắp đặt thêm 01 giàn tụ bù ứng động trung áp 600 kVAr. Tính toán theo phương án lựa chọn Cũng tương tự như Chương 2, ta áp dụng các công thức lý thuyết để tiến hành tính toán điện tổn thất trung áp và hạ áp. a. Điện tổn thất phía hạ áp Bao gồm điện tổn thất lưới điện hạ áp, điện tổn thất phần nhánh rẽ công tơ và điện tổn thất của tụ bù. * Điện tổn thất lưới điện hạ áp Tính toán giá trị điện tổn thất lưới điện hạ áp là 2.316.479 kWh (như Bảng 2.9. Kết quả tính toán điện tổn thất lưới điện hạ áp). * Điện tổn thất nhánh rẽ công tơ Tính toán giá trị điện tổn thất nhánh rẽ công tơ là 417.535 kWh (như Bảng 2.10. Kết quả tính toán điện tổn thất công tơ - nhánh rẽ công tơ). Tổn thất công tơ Tổn thất nhánh rẽ Công tơ (cái) Tổn thất STT (kWh) công tơ (kWh) tổng cộng 01 pha 03 pha 01 pha 03 pha 01 pha 03 pha 1 22.151 123 388.086 6.465 22.303 682 417.535 * Điện tổn thất tụ bù Sau khi có phương án xây dựng TBA 110/22kV Châu Thành cho nên việc kết lưới cũng thay đổi theo. Theo đó, sẽ tăng thêm 4 giàn tụ bù trung thế với dung lượng 2.400 kVAr. Cũng tương tự như Chương 2, đưa vào bảng tính toán giá trị 47 điện tổn thất tụ bù là 196.815 kWh (như Bảng 3.1. Kết quả tính toán điện tổn thất tụ bù). Bảng 3.1. Kết quả tính toán điện tổn thất tụ bù Tổng Điện Điện tổn Dung Thời Số dung tổn hao STT Chi tiết tụ bù lượng/giàn gian lượng lượng hao/1k tổng (kVAr) (giờ) (kVAr) VAr cộng Tụ bù trung thế 1 1 3x(200+100) 900 0.005 3.650 16.425 ứng động 3x300 Tụ bù trung thế 7 3x200 4,200 0.005 3,650 76,650 ứng động 3x200 Tụ bù trung thế 3 3x100 900 0.005 8.760 39.420 cố định 3x100 2 Tụ bù hạ thế 749 - 2447,5 0.003 8.760 64.320 Tổng cộng 756 8.447,5 196.815 Vậy tổng giá trị điện tổn thất phía hạ áp (bao gồm điện tổn thất lưới điện hạ áp + điện tổn thất nhánh rẽ công tơ) và điện tổn thất tụ bù là: 2.316.479 + 417.535 + 196.815 = 2.930.829 (kWh) b. Điện tổn thất phía trung áp * Điện tổn thất phía trung thế bao gồm điện tổn thất của 03TBA 110/22kV Tân An, Long An và Châu Thành được xác định bởi công thức sau: ∆A = [(∆Pđd + ∆PkMBA) x 8760] + (∆Po x 8760 x kđt) Trong đó: + ∆A là giá trị điện năng tổn thất tính toán được. + ∆Pđd là tổn thất công suất của đường dây, ∆Pđd = ∆Pđdcđ + ∆Pđdbt + ∆Pđdtđ + ∆PkMBA là tổn thất công suất của MBA + ∆Po là tổn hao không tải của MBA trong quá trình vận hành. + kđt là hệ số đồng thời của xuất tuyến cần tính toán. 48 Thông số Pbase và Qbase ở chương này cũng tương tự như ở Chương 2 nhưng cần phải bố trí lại theo phương án đã đề xuất. Tương tự cách tính ở Chương 2, ta có bảng tổng hợp sau: 49 Bảng 3.2. Tổng hợp tính toán các phát tuyến TỔN THẤT TRÊN ĐƯỜNG DÂY TRUNG THẾ TỔN THẤT TBA (Không tính tổn thất MBA) TÊN STT TRẠM PHÁT TUYẾN FILES ∆P ∆P (kW) ∆P(kW) ∆P(kW) ∆P(kW) ∆P(kW) (kW) cđ bt td bt td ∆P (kW) % ∆k cđ Po MBA% 0.210 0.420 0.370 0.210 0.420 0.370 (1) (2) (3) (16) (17) (18) (19) (20) (21) (22) (23) (24) (25) (26) (27) 471 16.3 5.5 0.6 40.35 2.2 23 4.36 1.46 10.90 7 38.0 1 Tân An 478 27.6 6.0 4.4 66.3 8 13 2.17 1.16 10.73 13 41.0 2 LA 479 19.5 13.0 5.3 39.2 11 42 2.18 0.65 25.41 25 40.00 2 471 11.7 2.7 2.3 27.6 3 30.5 3.50 0.65 13.76 6 50.00 2 473 77.4 30.0 13.0 177.5 6 45 2.60 2.80 21.86 12 50.00 CT 2 475 3.8 1.8 1.1 8.05 3 17.5 2.60 0.43 9.12 7 14.00 477 20.8 18.0 12.0 32.5 16 47 2.01 0.65 29.57 26 35.00 96.0 48.9 218.0 268.0 2.56 Tổng 177.30 77.00 38.74 391.50 1.17 121.4 50 Dựa vào thiết kế sơ bộ các xuất tuyến trung thế mới của TBA 110/22kV Tân An, Long An và TBA 110/22kV Châu Thành xây dựng mới, cũng tương tự Chương 2 ta tiến hành sử dụng chương trình phần mềm PSS/Adept để tính toán, kết quả cụ thể như sau:  Điện tổn hao của TBA 110/22kV Tân An: + Điện tổn hao của xuất tuyến là 471 Tân An: ∆A = (27,24 x 8760) + (38,0 x 8760 x 1) = 571.502 (kWh) + Điện tổn hao của xuất tuyến 478 Tân An là: ∆A = (38,37 x 8760) + (41,0 x 8760 x 1) = 695.281 (kWh) Điện tổn hao của 02 xuất tuyến TBA 110/22kV Tân An là: 1.266.783 (kWh)  Điện tổn hao của TBA 110/22kV Long An: + Điện tổn hao của xuất tuyến là 479 Long An: ∆A = (44,87 x 8760) + (40,0 x 8760 x 1) = 743.461 (kWh)  Điện tổn hao của TBA 110/22kV Châu Thành sau khi xây dựng mới: + Điện tổn hao của xuất tuyến 471 Châu Thành là: ∆A = (25,51 x 8760) + (50,0 x 8760 x 1) = 661.467 (kWh) + Điện tổn hao của xuất tuyến 473 Châu Thành là: ∆A = (99,29 x 8760) + (50,0 x 8760 x 1) = 1.307.780 (kWh) + Điện tổn hao của xuất tuyến 475 Châu Thành là: ∆A = (12,96 x 8760) + (14,0 x 8760 x 1) = 236.170 (kWh) + Điện tổn hao của xuất tuyến 477 Châu Thành là: ∆A = (50,42 x 8760) + (35,0 x 8760 x 1) = 748.279 (kWh) Điện tổn hao của 04 xuất tuyến TBA 110/22kV Châu Thành xây dựng mới là: 661.467+1.307.780+236.170 +748.279 = 2.953.696 (kWh) Điện tổn hao của 03 TBA 110/22kV cộng lại là: 1.266.783+743.461+2.953.696 = 4.963.940 (kWh) Vậy lượng điện tổn thất trung áp và hạ áp sau khi tính toán là 2.930.829 + 4.963.940 = 7.894.769 (kWh) 51 Vậy tỷ lệ TTĐN sau khi đưa ra phương án giảm TTĐN như sau: 7.894.769 Tỷ lệ tổn thất = x 100 = 5,93 % 133.085.300 So sánh kết quả chỉ tiêu TTĐN theo cấp điện áp như sau: Bảng 3.3. Kết quả chỉ tiêu của từng cấp điện áp. Cấp điện áp 22kV Cấp điện áp 0,4kV Tỷ lệ Tỷ lệ STT Chỉ tiêu Sản lượng Điện tổn Sản lượng Điện tổn tổn tổn điện thất điện thất thất thất Chỉ tiêu TTĐN đã 1 thực hiện năm 133.085.300 7.816.774 5,87 133.085.300 3.077.524 2,32 2014 Chỉ tiêu TTĐN đã 2 tính toán trước khi 133.085.300 7.749.247 5,82 133.085.300 2.887.029 2,17 đưa ra phương án Chỉ tiêu TTĐN đã 3 tính toán sau khi 133.085.300 4.963.940 3,73 133.085.300 2.930.829 2.20 đưa ra phương án So sánh kết quả chỉ tiêu tỷ lệ TTĐN đã thực hiện và kết quả tính toán lưới điện hiện trạng và phương án giảm TTĐN trong năm 2014 như sau: + Chỉ tiêu TTĐN đã thực hiện năm 2014 là: 8,19% + Chỉ tiêu TTĐN đã tính toán lưới điện hiện trạng của năm 2014 là: 7,99 % + Chỉ tiêu TTĐN sau khi đưa ra phương án giảm TTĐN là: 5,93% Nhận xét: Kết quả sau khi đưa ra phương án giảm TTĐN và tính toán được chỉ tiêu TTĐN là 5,93%, giảm được 2,06% so kết quả tính toán kết cấu lưới điện hiện trạng và giảm 2,26% so kết quả thực hiện SXKD năm 2014 của Điện lực Châu Thành. 52 3.2.1.2 Tính toán với phụ tải dự báo năm 2018 Năm 2018, dự báo phụ tải lưới điện trên địa bàn huyện Châu Thành như sau: + Xuất tuyến 471 Châu Thành: công suất dự báo mang tải Pmax = 16,4 (MW) đi cấp điện cho khu vực xã An Lục Long. + Xuất tuyến 473 Châu Thành: công suất dự báo mang tải Pmax = 13,3 (MW) đi cấp điện cho xã Dương Xuân Hội và xã Long Trì. + Xuất tuyến 475 Châu Thành: công suất dự báo mang tải Pmax = 21 (MW) đi cấp điện cho Thị trấn Tầm Vu, xã Hiệp Thạnh. + Xuất tuyến 477 Châu Thành: công suất dự báo mang tải Pmax = 26,6 (MW) đi cấp điện cho các xã: Thanh Phú Long, Thuận Mỹ và Thanh Vĩnh Đông. + Xuất tuyến 471 Tân An: công suất dự báo mang tải Pmax = 11,6 (MW) đi cấp điện cho xã Hòa Phú. + Xuất tuyến 478 Tân An: công suất dự báo mang tải Pmax = 18,1 (MW) đi cấp điện cho các xã: Bình Quới, Phú Ngãi Trị, Phước Tân Hưng. + Xuất tuyến 479 Long An: công suất dự báo mang tải Pmax = 10,8 (MW) đi cấp điện cho các xã Hiệp Thạnh. * Bù trung áp: Dự báo bố trí tụ bù trung áp trên lưới điện năm 2018 như sau: * Trạm biến áp 110/22kV Tân An có 02 xuất tuyến: + Xuất tuyến 471 Tân An: Dự báo sẽ bù với tổng dung lượng là 600 kVAr. + Xuất tuyến 478 Tân An: Dự báo sẽ bù với tổng dung lượng là 1800 kVAr. * Trạm biến áp 110/22kV Long An có 01 xuất tuyến: + Xuất tuyến 479 Long An: Dự báo sẽ bù với tổng dung lượng 1500 là kVAr. * Trạm biến áp 110/22kV Châu Thành có 04 xuất tuyến: + Xuất tuyến 471 Châu Thành: Dự báo sẽ bù với tổng dung lượng là 1500 kVAr.. + Xuất tuyến 473 Châu Thành: Dự báo sẽ bù với tổng dung lượng là 1500 kVAr. 53 + Xuất tuyến 475 Châu Thành: Dự báo sẽ bù với tổng dung lượng là 1500 kVAr. + Xuất tuyến 477 Châu Thành: Dự báo sẽ bù với tổng dung lượng là 2700 kVAr. Tính toán theo phương án lựa chọn a. Điện tổn thất phía hạ áp Bao gồm điện tổn thất lưới điện hạ áp, điện tổn thất phần nhánh rẽ công tơ và điện tổn thất của tụ bù. * Điện tổn thất lưới điện hạ áp Dự báo tổn thất điện năng phần đường dây hạ áp năm 2018 là 3.335.730 kWh. * Điện tổn thất nhánh rẽ công tơ Dự báo điện tổn thất nhánh rẽ công tơ và công tơ năm 2018 là 501.044 kWh (như Bảng đính kèm). Chiều Điện tổn Số khách Số giờ sử I max Đơn vị Loại dây Ro(/Km) dài thất hàng dụng(Giờ) (A) (m) (KWh) CV11 1.90 26,581 6 2,760 4 26,763 Châu CV22 0.82 148 7 3,205 10 821 Thành Điện kế 1 pha 0.002 26,581 - 8,760 - 465,703 Điện kế 3 pha 0.006 148 - 8,760 - 7,758 Tổng 26,729 501,044 * Điện tổn thất tụ bù Tổn thất điện năng tụ bù dự báo cho năm 2018 là 302.754 kWh (như bảng đính kèm). Tổng Điện Dung Thời Điện tổn Số dung tổn STT Chi tiết tụ bù lượng/giàn gian hao tổng lượng lượng hao/1k (kVAr) (giờ) cộng (kVAr) VAr Tụ bù trung 1 thế ứng động 6 900 5,400 0.005 3,650 98,550 3x300 Tụ bù trung thế ứng động 8 600 4,800 0.005 3,650 87,600 3x200 54 Tụ bù trung thế cố định 3 300 900 0.005 8,760 39,420 3x100 2 Tụ bù hạ thế 749 - 2,937 0.003 8,760 77,184 14,037.0 Tổng cộng 766 302,754 0 Vậy tổng giá trị điện tổn thất phía hạ áp (bao gồm điện tổn thất lưới điện hạ áp + điện tổn thất nhánh rẽ công tơ) và điện tổn thất tụ bù năm 2018 là: 3.335.730 + 501.044 + 302.754 = 4.139.528 kWh b. Điện tổn thất phía trung áp Điện năng tổn thất phía trung áp căn cứ vào dự báo phụ tải của từng phát tuyến năm 2018 như trên, tương tự như cách tính ở Chương 2, ta có bảng tổng hợp sau: 55 TỔN THẤT TRÊN ĐƯỜNG DÂY TRUNG THẾ (Không TỔN THẤT TBA tính tổn thất MBA) STT TRẠM PHÁT TUYẾN DP (kW) DP(kW) DP(kW) DP DP(kW) DP(kW) cđ bt td (kW) cđ bt td DP (kW) % Pk Po MBA% 0.210 0.420 0.370 0.210 0.420 0.370 (1) (2) (3) (16) (17) (18) (19) (20) (21) (22) (23) (24) (25) (26) 471 3 10 0.5 1.6 5.7 2.2 19.8 143.5 5.85 Tân 0.11 9.45 1 An 478 35 12 2 84.1 7 11.8 160.0 2.76 0.56 10.19 13 2 LA 479 32 50 5.33 52.6 11.03 38.3 150.0 3.67 0.68 24.30 26 2 471 59 3 0.9 157.5 5 2 28.1 163.5 3.82 1.28 12.30 2 473 254 169 16 570.9 6 40.9 170.0 4.01 5.33 21.02 15 CT 2 475 54 1 0.3 146.2 5 2 11.1 145.0 2.91 1.05 6.14 477 180 16 10 467.1 16 42.3 148.5 1.99 2.04 27.43 24 93.7 47.7 192.2 1080.5 3.23 Tổng 617.13 260.26 35.56 1,479.84 1.67 110.8 56 Từ bảng tính toán nêu trên, ta tính điện tổn thất của từng phát tuyến như sau:  Điện tổn hao của TBA 110/22kV Tân An: + Điện tổn hao của xuất tuyến là 471 Tân An: ∆A = (12,31 x 8760) + (143,5 x 8760 x 1) = 1.364.895,60 (kWh) + Điện tổn hao của xuất tuyến 478 Tân An là: ∆A = (44,71 x 8760) + (160 x 8760 x 1) = 1.793.250,84 (kWh) Điện tổn hao của 02 xuất tuyến TBA 110/22kV Tân An là: 3.158.146,44 (kWh)  Điện tổn hao của TBA 110/22kV Long An: + Điện tổn hao của xuất tuyến là 479 Long An: ∆A = (56,54 x 8760) + (150 x 8760 x 1) = 1.809.313,18 (kWh)  Điện tổn hao của TBA 110/22kV Châu Thành: + Điện tổn hao của xuất tuyến 471 Châu Thành là: ∆A = (71,55 x 8760) + (163,5 x 8760 x 1) = 2.059.055,52 (kWh) + Điện tổn hao của xuất tuyến 473 Châu Thành là: ∆A = (274,55 x 8760) + (170 x 8760 x 1) = 3.894.231,72 (kWh) + Điện tổn hao của xuất tuyến 475 Châu Thành là: ∆A = (60,53 x 8760) + (145 x 8760 x 1) = 1.800.463,91 (kWh) + Điện tổn hao của xuất tuyến 477 Châu Thành là: ∆A = (207,77 x 8760) + (148,5 x 8760 x 1) = 3.120.933,96 (kWh) Điện tổn hao của 04 xuất tuyến TBA 110/22kV Châu Thành: 2.059.055,52+3.894.231,72+1.800.463,91 +3.120.933,96 = 10.874.685,11 (kWh) Điện tổn hao của 03 TBA 110/22kV cộng lại là: 3.158.146,44 + 1.809.313,18 +10.874.685,11 = 15.842.144,73 (kWh) Vậy lượng điện tổn thất trung áp và hạ áp sau khi tính toán là 4.139.528 + 15.842.144,73 = 19.981.672,73 (kWh) Sản lượng điện nhận dự báo năm 2018 là: 290.424.000 + 19.981.672,73 = 310.405.672,7 (kWh). Vậy tỷ lệ TTĐN sau khi đưa ra phương án giảm TTĐN năm 2018 như sau: 57 19.981.672,73 Tỷ lệ tổn thất = x 100 = 6,44 % 310.405.672,7 So sánh với dự báo giảm TTĐN năm 2018 của Điện lực Châu Thành với kết quả tính toán lưới điện từ Chương trình PSS/ADEPT cho TTĐN năm 2018 như sau: + Dự báo TTĐN năm 2018 của Điện lực Châu Thành là: 6,64% + Chỉ tiêu TTĐN sau khi đưa ra phương án giảm TTĐN cho năm 2018 là: 6,44% Nhận xét: Kết quả sau khi đưa ra phương án giảm TTĐN năm 2018 và tính toán được chỉ tiêu TTĐN là 6,44%, thấp hơn so với dự báo là 6,64%. Như vậy phương án giảm TTĐN đưa ra có tính khả thi. 3.2.2 Hiệu quả kinh tế của phương án đề xuất - Căn cứ vào kết quả tính toán nêu trên, ta thấy sau khi xây dựng mới TBA 110/22kV thì tổn thất điện năng sẽ giảm 2,06%, tương ứng với điện năng tổn thất là 2.741.557 kWh. Giá bán bình quân năm 2014 của Điện lực Châu Thành là 1.500,17 đồng/kwh, như vậy nếu việc chậm trễ đầu tư theo phương án đã đề xuất thì cứ mỗi năm sẽ mất đi một khoản tiền là: 2.714.557 kWh x 1.500,17 đồng/kwh = 4.072.296.975 đồng Lưu ý khoản tiền này không cố định mà sẽ tăng dần theo từng năm bởi vì tỷ lệ tổn thất điện năng cũng sẽ tăng nhanh theo từng năm nếu không có phương án đầu tư nâng cấp lưới điện. - Về đầu tư xây dựng mới 01 TBA 110/22kV – 2 x 63MVA và đường dây đấu nối: Ước tính vốn đầu tư khoảng 139 tỷ đồng (giai đoạn năm 2016 đầu tư khoảng 114 tỷ đồng, giai đoạn 2 năm 2017 đầu tư khoảng 25 tỷ đồng), với tổng thời gian thực hiện dự án và kết thúc xây dựng đưa vào vận hành giai đoạn 1 khoảng 9 tháng, giai đoạn 2 khoảng 4 tháng. Theo giả định tính toán, các chỉ tiêu kinh tế tài chính của dự án như sau:  Hệ số hoàn vốn tài chính nội tại (FIRR) : 14,08% 58  Thu nhập thực qui về hiện tại (FNPV) (triệu đồng) : 226.886  Hệ số lợi ích trên chi phí (B/C) : 1,09  Căn cứ vào nhu cầu sử dụng vốn của Tổng công ty Điện lực miền Nam, nếu tính với hệ số chiết khấu là 10%/năm thì thời gian hoàn vốn của dự án là 11 năm (tính từ khi thực hiện dự án).  Với các điều kiện tài chính nêu trên và căn cứ vào dòng tiền tệ luân chuyển trong dự án, có thể khẳng định dự án có khả năng trả nợ và có lãi. 3.3. Các giải pháp giảm tổn thất điện năng trong giai đoạn 2015-2018 Như đã phân tích làm rõ về các nguyên nhân gây tổn thất điện năng ở Chương 2 và phương án đề xuất như đã nêu trên, theo đó, mục đích của chương này là tìm các giải pháp để giảm vận hành lưới điện quá tải, đề ra phương án vận hành hợp lý, đầu tư, xây dựng, cải tạo lưới điện cho phù hợp với tình hình phát triển phụ tải của địa phương và đề xuất, khắc phục các khiếm khuyết về kỹ thuật, quản lý vận hành, kinh doanh và về mặt tổ chức quản lý nhằm đảm bảo được lộ trình giảm TTĐN mà Điện lực Châu Thành đã đề ra trong giai đoạn năm 2015 – 2018. Cụ thể như sau: 3.3.1 Giải pháp về mặt kỹ thuật, quản lý vận hành Xây dựng mới 01 TBA 110/22kV tại huyện Châu Thành Đầu tư xây dựng 01 TBA 110/22kV tại huyện Châu Thành theo hai giai đoạn (giai đoạn 1 xây dựng TBA có công suất 63MVA vào năm 2016 và giai đoạn 2 nâng công suất thành 2 x 63MVA vào năm 2017), tách và đấu nối lại lưới điện 22kV cho phù hợp bán kính cấp điện cũng như việc cân bằng phụ tải giữa các TBA 110/22kV để đáp được nhu cầu phụ tải đến năm 2018. Bố trí phụ tải phù hợp trên các xuất tuyến: 471 Châu Thành, 473 Châu Thành, 475 Châu Thành, 477 Châu Thành, 471 Tân An, 478 Tân An, 479 Long An. Khi đó, TTĐN thực hiện vào năm 2018 theo tính toán là 6,44%, thấp hơn 0,2% so với TTĐN dự báo của Điện lực Châu Thành (năm 2018 dự báo là 6,64%). Ước tính vốn đầu tư xây dựng mới TBA 110kV - 2 x63MVA tại huyện Châu Thành vào khoảng 139 tỷ đồng (giai đoạn năm 2016 đầu tư khoảng 114 tỷ đồng, giai đoạn 2 năm 2017 đầu tư khoảng 25 tỷ đồng). 59 Căn cứ vào các giả định tính toán nêu trên, có thể khẳng định dự án có khả năng trả nợ và có lãi, đồng thời góp phần giúp Điện lực Châu Thành thực hiện đạt chỉ tiêu TTĐN đã đề ra. Lắp đặt và vận hành hiệu quả tụ bù - Lập kế hoạch, phương án lắp đặt tụ bù trung, hạ áp theo kế hoạch hàng năm với dung lượng bù đã nêu và theo tình hình vận hành thực tế của đơn vị. - Thường xuyên kiểm tra tình trạng vận hành của các bộ tụ bù hiện hữu, thay thế kịp thời hiệu chỉnh các thông số bù ứng động phù hợp, thay thế các tụ bù kém chất lượng. - Thường xuyên theo dõi cảnh báo qua chương trình đo ghi từ xa để kịp thời phát hiện tình trạng bù công suất phản kháng của các khách hàng 3 pha không đảm bảo cos φ theo hợp đồng mua bán điện. Tăng cường công tác quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành giảm sự cố lưới điện - Lập kế hoạch và triển khai thực hiện đầy đủ các nội dung và tiến độ chương trình sửa chữa lưới điện hàng năm. - Thực hiện kế hoạch công tác bảo trì lưới điện mùa khô đúng tiến độ, có chất lượng. Đặc biệt là thực hiện bảo trì đường trục chính và hệ thống đo đếm trung áp trước mùa mưa. - Phát quang triệt để hành lang an toàn lưới điện cao áp và lưới điện hạ áp để tránh để cây cối chạm chập, gây rò rỉ điện. - Xử lý các mối nối trung áp, hạ áp trên lưới điện không đảm bảo yêu cầu kỹ thuật. - Lập kế hoạch đầu tư, cải tạo lưới điện: Nâng tiết diện một số đường trung áp, nâng cấp đường dây trung áp từ 1 pha lên 3 pha, xây dựng mới mạch 2 của một số phát tuyến trung áp,... Theo dõi và xử lý các thông số vận hành lưới điện - Thường xuyên theo dõi phụ tải trên các phát tuyến để tổ chức cân pha, sang tải kịp thời. 60 - Thực hiện đo tải MBA mỗi quý, lập phương án giải quyết dứt điểm tình trạng MBA non, quá tải sau khi đo. - Tổ chức rà soát lại tình hình phụ tải, điện áp đầu nguồn, điện áp cuối nguồn của lưới hạ áp. Lập phương án xử lý dứt điểm tình trạng quá tải dây dẫn. - Rà soát phụ tải, bán kính cấp điện đối với lưới hạ áp tiếp nhận, xác định trung tâm phụ tải để chuyển MBA vào trung tâm phụ tải, trong đó ưu tiên thực hiện trước đối với các khu vực lưới điện hỗn hợp. - Thực hiện tính toán tổn thất kỹ thuật của từng trạm biến áp, từng đường dây trung áp, từng xuất tuyến để làm cơ sở so sánh với tổn thất trên cây tổn thất, từ đó khoanh vùng tổn thất để có các biện pháp giảm TTĐN phù hợp. - Tiếp tục áp dụng chương trình PSS/ADEFPT để tính toán tổn thất kỹ thuật lưới điện trung hạ áp: Rà soát cập nhật sơ đồ mô phỏng lưới điện đúng thực tế, khai thác số liệu từ các đo ghi từ xa để kết quả tính toán phản ảnh đúng thực tế. 3.3.2 Giải pháp về mặt kinh doanh - Lắp mới công tơ điện tử khi có khách hàng mới và thay thế theo lộ trình đối với các khách hàng sử dụng công tơ cơ cho phù hợp công nghệ mới đo ghi từ xa mà Tổng công ty Điện lực miền Nam đang triển khai. Thay thế công tơ có khả năng quá tải. - Thường xuyên theo dõi và xử lý kịp thời khi có phát sinh đối với các TBA khách hàng vận hành non tải (<10%), khách hàng 06 tháng không sử dụng. - Thực hiện thay thế kịp thời, đúng tiến độ theo kế hoạch thay thế định kỳ đối với hệ thống đo đếm của khách hàng. - Khắc phục các trạm biến áp công cộng có tổn thất điện năng cao bất thường. - Kiểm tra các khách hàng nghi vấn vi phạm sử dụng điện. 3.3.3 Giải pháp về mặt tổ chức, quản lý - Tiếp tục củng cố, hoàn thiện tiểu ban chỉ đạo công tác giảm TTĐN tại Điện lực; phân công nhiệm vụ chi tiết cho từng thành viên trong tiểu ban và quy định chế độ sinh hoạt của tiểu ban. 61 - Xây dựng chương trình, kế hoạch thực hiện công tác giảm TTĐN và triển khai thực hiện hoàn thành chỉ tiêu. - Rà soát lại chương trình giảm TTĐN đã lập và xem xét lại nội dung nào đã làm được và chưa làm để đề ra lịch trình cụ thể nhằm thực hiện nghiêm túc các công việc đã đề ra. - Tiến hành phân công cụ thể đến từng cá nhân chịu trách nhiệm theo dõi TTĐN của từng xuất tuyến và từng trạm biến áp. - Hoàn chỉnh tổ chức mạng lưới hoạt động, kiểm tra giám sát mua bán điện tại Điện lực. - Tăng cường tần suất kiểm tra sử dụng điện đối với khách hàng. - Tổ chức ban hành và xét khen thưởng hàng năm để động viên đơn vị, cá nhân có thành tích trong công tác giảm TTĐN. Tóm tắt Chương 3 Trên cơ sở các nguyên nhân gây tổn thất điện năng, luận văn đã phân tích làm sáng tỏ các nguyên nhân để từ đó đề xuất phương án giảm chỉ tiêu tổn thất điện năng là xây dựng 01 TBA 110/22kV Châu Thành, áp dụng vào phần mềm PSS/Adept để tính toán xem lại phương án đề xuất có hợp lý không. Kết quả thu được rất hiệu quả. Phương án này vừa giảm được chỉ tiêu tổn thất điện năng, vừa hoàn thiện được lưới điện để nâng cao độ tin cậy trong cung cấp điện, đáp ứng được nhu cầu phụ tải trong những năm đến. Phương án xây dựng TBA 110/22kV Châu Thành có tính khả thi cao, phù hợp với điều kiện lưới điện của Điện lực Châu Thành hiện nay. Để đầu tư xây dựng mới 01 TBA 110/22kV thì ước tính vốn đầu tư khoảng 139 tỷ đồng (đầu tư hai giai đoạn), thời gian xây dựng đưa vào vận hành giai đoạn 1 khoảng 09 tháng, giai đoạn 2 khoảng 4 tháng. Theo các giả định tính toán, hệ số hoàn vốn tài chính nội tại (FIRR) là 14,08%, thu nhập thực qui về hiện tại (FNPV) là 226.886 (triệu đồng), hệ số lợi ích trên chi phí (B/C) là 1,09 thì thời gian hoàn vốn của dự án là 11 năm (tính từ khi thực hiện dự án) nếu tính với hệ số chiết khấu 62 là 10%/năm. Với các điều kiện tài chính nêu trên và căn cứ vào dòng tiền tệ luân chuyển trong dự án, có thể khẳng định dự án có khả năng trả nợ và có lãi. 63 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 1. KẾT LUẬN Đề tài đã thu thập và phân tích được một số phương thức xác định tổn thất điện năng. Giới thiệu phần mềm PSS/Adept để tính toán tổn thất điện năng. Thu thập số liệu tổn thất điện năng và tìm hiểu cách thức tính toán tổn thất để từ đó phân tích làm rõ được các nguyên nhân ảnh hưởng đến chỉ tiêu tổn thất điện năng của Điện lực Châu Thành thuộc Công ty Điện lực Long An. Căn cứ vào phần mềm PSS/Adept để tính toán lại chỉ tiêu tổn thất điện năng để so sánh với kết quả thực hiện chỉ tiêu TTĐN năm 2014 của Điện lực Châu Thành. Trên cơ sở các nguyên nhân gây tổn thất điện năng đã làm rõ, căn cứ vào dự báo phụ tải và dự báo thực hiện chỉ tiêu TTĐN của Điện lực Châu Thành đến năm 2018, đề xuất phương án giảm chỉ tiêu tổn thất điện năng ở Điện lực Châu Thành là xây dựng mới 01 TBA 110/22kV Châu Thành. Áp dụng vào phần mềm PSS/Adept để tính toán tổn thất điện năng, kết quả thu được là hợp lý. Phương án này vừa giảm được chỉ tiêu tổn thất điện năng, vừa hoàn thiện được lưới điện để nâng cao độ tin cậy trong cung cấp điện, đáp ứng được nhu cầu phụ tải đến năm 2018. Phương án xây dựng TBA 110/22kV Châu Thành có tính khả thi cao, phù hợp với điều kiện lưới điện của huyện Châu Thành hiện nay. Vì vậy đề nghị cần phải quan tâm thực hiện. 2. KIẾN NGHỊ Trước mắt, chưa đầu tư xây dựng ngay TBA 110/22kV Châu Thành thì đề nghị Điện lực Châu Thành cần tập trung thực hiện một số công việc sau đây trong năm 2015 để giảm tổn thất điện năng: Kiện toàn bộ máy làm công tác giảm TTĐN đi vào hoạt động hiệu quả. 64 Rà soát lại chương trình giảm TTĐN đã lập và xem xét lại nội dung nào đã làm được và chưa làm để đề ra lịch trình cụ thể...9 Thuan My 2 25 12,7/0,23 0.56 ABC50 0.641 60 145,940 2.58 4580 2760 7,133 594 330 Ong Thuc 25 12,7/0,23 0.44 CV22 0.727 55 111,862 1.94 4580 2760 5,341 445 331 Thuan My 3 25 12,7/0,23 0.24 CV22 0.727 45 104,033 0.71 4580 2760 1,950 163 0.45 CV22 0.727 27.4 0.49 4580 2760 1,356 113 0.4 CV22 0.727 39.6 0.91 4580 2760 2,517 210 332 Binh Thanh 3 50 12,7/0,23 279,830 0.48 CV22 0.727 57.9 2.34 4580 2760 6,458 538 0.41 CV22 0.727 33.5 0.67 4580 2760 1,846 154 Le Van Cho 209,400 334 37.5 12,7/0,23 0.64 AV50 0.641 90 6.65 4580 2760 18,343 1,529 (XC) 335 Thuan My 4 25 12,7/0,23 0.09 CV22 0.727 45 80,483 0.26 4580 2760 731 61 0.32 AV50 0.641 150 9.23 4580 2760 25,476 2,123 0.6 AV50 0.641 110 9.31 4580 2760 25,688 2,141 336 Cho Thuan My 250 12,7/0,23 0.23 AV50 0.641 35.1 1,148,000 0.36 4580 2760 1,003 84 0.32 AV50 0.641 65 1.73 4580 2760 4,784 399 0.23 AV50 0.641 34 0.34 4580 2760 941 78 337 Thuan My 5-1 50 12,7/0,23 0.26 CV22 0.727 30.6 164,680 0.35 4580 2760 977 81 99 0.41 CV22 0.727 50 1.49 4580 2760 4,113 343 0.36 ABC50 0.641 22.1 0.23 4580 2760 622 52 338 Ao Sen 25 12,7/0,23 147,920 0.44 ABC50 0.641 20.9 0.25 4580 2760 680 57 0.03 ABC50 0.641 44 0.07 4580 2760 206 17 339 Xuan Hoa 2 25 12,7/0,23 134,760 0.64 ABC50 0.641 45 1.66 4580 2760 4,586 382 Tran Phong Nha 0.56 ABC50 0.641 52 1.94 4580 2760 5,358 446 340 50 12,7/0,23 215,488 (XC) 0.4 ABC50 0.641 70 2.51 4580 2760 6,935 578 0.23 ABC50 0.641 40 0.47 4580 2760 1,302 109 341 Xuan Hoa 3 50 12,7/0,23 0.32 ABC50 0.641 45 222,320 0.83 4580 2760 2,293 191 0.08 CV22 0.727 50 0.29 4580 2760 803 67 0.78 ABC50 0.641 21.5 0.46 4580 2760 1,276 106 342 Xuan Hoa 4 50 12,7/0,23 0.08 ABC50 0.641 58.5 214,950 0.35 4580 2760 969 81 0.32 ABC50 0.641 14.9 0.09 4580 2760 251 21 0.23 CV22 0.727 50 0.84 4580 2760 2,307 192 343 Binh An 1 50 12,7/0,23 0.45 ABC50 0.641 55 237,200 1.75 4580 2760 4,817 401 0.64 AV50 0.641 40 1.31 4580 2760 3,623 302 0.16 ABC50 0.641 20 0.08 4580 2760 226 19 344 Binh An 1-1 25 12,7/0,23 92,660 0.31 ABC50 0.641 32 0.41 4580 2760 1,123 94 0.48 CV22 0.727 35 0.85 4580 2760 2,360 197 345 Binh An 2 37.5 12,7/0,23 0.32 CV22 0.727 48 145,800 1.07 4580 2760 2,959 247 0.24 CV22 0.727 15.7 0.09 4580 2760 237 20 0.16 CV22 0.727 16.2 0.06 4580 2760 169 14 346 Muoi Gam 37.5 12,7/0,23 0.32 CV22 0.727 55 228,540 1.41 4580 2760 3,885 324 0.28 CV22 0.727 30 0.37 4580 2760 1,011 84 100 Bui Viet Thanh 0.23 CV22 0.727 30 0.30 4580 2760 831 69 347 25 12,7/0,23 159,480 (XC) 0.6 CV22 0.727 50 2.18 4580 2760 6,020 502 0.88 AV50 0.641 58 3.80 4580 2760 10,475 873 348 Xom Dinh 37.5 12,7/0,23 156,060 0.4 AV50 0.641 6.8 0.02 4580 2760 65 5 0.24 AV50 0.641 13 0.05 4580 2760 144 12 349 Binh An 3 37.5 12,7/0,23 0.32 ABC50 0.641 22 157,120 0.20 4580 2760 548 46 0.3 ABC50 0.641 13 0.06 4580 2760 179 15 0.05 AV50 0.641 44 0.12 4580 2760 343 29 350 Song Cui 37.5 12,7/0,23 163,230 0.08 AV50 0.641 55 0.31 4580 2760 856 71 0.3 CV22 0.727 21.6 0.20 4580 2760 562 47 351 Binh An 4 50 12,7/0,23 143,360 0.4 CV22 0.727 18 0.19 4580 2760 520 43 352 Xom Chua 25 12,7/0,23 0.05 CV22 0.727 36 114,792 0.09 4580 2760 260 22 0.12 AV50 0.641 26.3 0.11 4580 2760 294 24 353 Binh Khuong 50 12,7/0,23 0.65 CV22 0.727 33 272,000 1.03 4580 2760 2,841 237 0.36 CV22 0.727 50 1.31 4580 2760 3,612 301 Binh Khuong 1- 0.18 CV22 0.727 20 0.10 4580 2760 289 24 354 25 12,7/0,23 107,240 1 0.45 CV22 0.727 38 0.94 4580 2760 2,608 217 0.36 CV22 0.727 44.3 1.03 4580 2760 2,835 236 355 Ben do Ba Nho 25 12,7/0,23 0.28 CV22 0.727 20.5 147,820 0.17 4580 2760 472 39 0.24 CV22 0.727 30.9 0.33 4580 2760 920 77 0.3 CV22 0.727 40 0.70 4580 2760 1,926 161 Le Van Thuong 356 50 12,7/0,23 0.32 CV22 0.727 20 244,080 0.19 4580 2760 514 43 (XC) 0.24 AV50 0.641 20 0.12 4580 2760 340 28 0.26 AV50 0.641 58 1.12 4580 2760 3,095 258 357 Binh Thoi 1 50 12,7/0,23 264,410 0.48 AV50 0.641 70 3.02 4580 2760 8,322 694 101 0.24 AV50 0.641 38 0.44 4580 2760 1,226 102 358 Binh Thoi 1-1 50 12,7/0,23 144,440 0.19 AV50 0.641 48 0.56 4580 2760 1,549 129 0.22 AV50 0.641 61.8 1.08 4580 2760 2,973 248 359 Binh Thoi 2 50 12,7/0,23 299,840 0.4 AV50 0.641 67 2.30 4580 2760 6,353 529 0.21 AV50 0.641 41 0.45 4580 2760 1,249 104 360 Binh Thoi 3 50 12,7/0,23 0.21 AV50 0.641 61 222,300 1.00 4580 2760 2,765 230 0.12 AV50 0.641 33.2 0.17 4580 2760 468 39 361 Hai Kich 25 12,7/0,23 0.03 AV50 0.641 28 32,800 0.03 4580 2760 83 7 362 Binh Thoi 4 25 12,7/0,23 0 0 16 17,665 0.00 4580 2760 0 0 32 ABC50 0.641 52 110.93 4580 2760 306,164 25,514 363 Thuan My 5 37.5 12,7/0,23 0.28 ABC50 0.641 42 230,340 0.63 4580 2760 1,748 146 0.21 ABC50 0.641 20.8 0.12 4580 2760 321 27 0.09 CV22 0.727 55 0.40 4580 2760 1,093 91 364 Cau Rach Heo 37.5 12,7/0,23 239,220 0.21 CV22 0.727 48 0.70 4580 2760 1,942 162 0 0 0.00 4580 2760 0 0 365 Cau Rach Heo 1 37.5 12,7/0,23 126 194,920 0 0 0.00 4580 2760 0 0 0.24 ABC50 0.641 15 0.07 4580 2760 191 16 Nguyen Van 366 25 12,7/0,23 0.26 ABC50 0.641 25 61,168 0.21 4580 2760 575 48 Kiet XC 0.4 ABC50 0.641 10 0.05 4580 2760 142 12 0.2 AV50 0.641 31 0.25 4580 2760 680 57 367 Cot Den Do 1 25 12,7/0,23 146,620 0.48 ABC50 0.641 35 0.75 4580 2760 2,081 173 0.08 AV35 0.851 20 0.05 4580 2760 150 13 368 Cot Den Do 2 25 12,7/0,23 0.09 AV35 0.851 15 94,740 0.03 4580 2760 95 8 0.06 AV35 0.851 25 0.06 4580 2760 176 15 Huynh Van Nho 0.16 AV50 0.641 25 0.13 4580 2760 354 29 369 25 12,7/0,23 115,200 (XC) 0.65 AV50 0.641 40 1.33 4580 2760 3,680 307 Thanh Vinh 113,690 370 25 12,7/0,23 0.28 ABC50 0.641 45 0.73 4580 2760 2,006 167 Dong 1 102 0.28 CV22 0.727 70 1.99 4580 2760 5,506 459 Thanh Vinh 371 50 12,7/0,23 0.26 CV22 0.727 25 282,330 0.24 4580 2760 652 54 Dong 2 0.25 CV22 0.727 30 0.33 4580 2760 903 75 UB Thanh Vinh 0.56 CV22 0.727 40 1.30 4580 2760 3,596 300 372 50 12,7/0,23 291,630 Dong 0.41 CV22 0.727 46 1.26 4580 2760 3,482 290 0.12 CV22 0.727 50 0.44 4580 2760 1,204 100 373 Cau Ba Trung 25 12,7/0,23 168,380 0.66 ABC50 0.641 45 1.71 4580 2760 4,729 394 374 Cau Ba Trung 2 25 12,7/0,23 0.03 CV22 0.727 45 96,694 0.09 4580 2760 244 20 0.32 ABC50 0.641 15 0.09 4580 2760 255 21 375 Cu Lao 1 25 12,7/0,23 143,700 0.41 ABC50 0.641 45 1.06 4580 2760 2,938 245 0.19 ABC50 0.641 50 0.61 4580 2760 1,681 140 376 Vinh Vien 1 25 12,7/0,23 135,870 0.32 ABC50 0.641 10 0.04 4580 2760 113 9 0.45 ABC50 0.641 40 0.92 4580 2760 2,548 212 377 Vinh Vien 2 37.5 12,7/0,23 157,710 0.36 ABC50 0.641 50 1.15 4580 2760 3,184 265 0.4 ABC50 0.641 40 0.82 4580 2760 2,265 189 378 Cu Lao 2 50 12,7/0,23 199,640 0.13 ABC50 0.641 30 0.15 4580 2760 414 34 379 Ao Chu Chi 2 25 12,7/0,23 0.23 AV50 0.641 60 122,648 1.06 4580 2760 2,930 244 380 Ao Chu Chi 50 12,7/0,23 0.5 AV70 0.443 90 208,590 3.59 4580 2760 9,904 825 TỔNG CỘNG 2,316,479 193,040 103 Phụ lục 3 Kết quả tính toán thông số Pbase và Qbase của xuất tuyến Sluog điện của Hệ P Q C/suất khách Thuộc PA QA PB QB PC QC Tên Phụ tải (từ số (kW) (kVAr) STT TBA hàng nhóm PSS) công Tính Tính (kVA) TBA phụ tải suất toán toán tháng 05/2015 ( kW) (kVAr) (kW) (kVAr) (kW) (kVAr) (kWh) Tuyến 479 LA Nhóm 1 1.06144985G 10 124 0.980 7 0.313 0 0 7 0.313 0 0 1 Nhóm 2 1.06145281G 25 143 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 1 Nhóm 3 1.06145405G 15 157 0.980 11 0.492 11 0.492 0 0 0 0 1 Nhóm 4 1.06145411G 15 466 0.980 11 0.492 11 0.492 0 0 0 0 1 Nhóm 5 1.06145421G 37.5 165 0.980 30 1.343 30 1.343 0 0 0 0 1 Nhóm 6 1.06146191G 15 17 0.980 11 0.492 11 0.492 0 0 0 0 1 Nhóm 7 1.06148729G 15 1124 0.999 11 0.492 0 0 11 0.492 0 0 1 Nhóm 8 2.06140011G 75 6150 0.999 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0 2 104 Nhóm 9 2.06140013G 75 9660 0.999 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 10 2.06140015G 75 7650 0.999 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 11 2.06140017G 75 9450 0.999 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 12 2.06140019G 75 5490 0.999 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 13 2.06140023G 75 10560 0.999 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 14 2.06140025G 75 7320 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 15 2.06140027G 75 9570 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 16 2.06140029G 50 3940 0.999 21.5 0.962 0 0 21.5 0.962 0 0 2 Nhóm 17 2.06140031G 50 3940 0.999 21.5 0.962 0 0 0 0 21.5 0.962 2 Nhóm 18 2.06140033G 50 4800 0.999 21.5 0.962 0 0 21.5 0.962 0 0 2 Nhóm 19 2.06140035G 75 4440 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 20 2.06140037G 75 6270 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 21 2.06140039G 75 7440 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 22 2.06141153G 75 561.5 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 23 2.06141155G 75 5970 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 24 2.06144895G 50 3920 0.999 21.5 0.962 0 0 21.5 0.962 0 0 2 25 2.06145047G 50 2080 0.999 Nhóm 21.5 0.962 0 0 21.5 0.962 0 0 105 2 Nhóm 26 2.06145061G 25 528 0.999 10 1.455 10 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 27 2.06145397G 75 3240 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 28 2.06145728G 75 6810 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 29 2.06145730G 75 7620 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 30 2.06145732G 75 7620 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 31 2.06145917G 75 7650 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 32 2.06145919G 75 663 0.999 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 33 2.06145921G 75 6420 0.999 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 34 2.06145923G 50 3040 0.999 21.5 1.455 21.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 35 2.06145925G 75 4170 0.999 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 36 2.06145927G 75 8430 0.999 32.5 1.427 32.5 1.427 0 0 0 0 2 Nhóm 37 2.06145929G 75 6720 0.999 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 38 2.06145931G 50 1660 0.999 21.5 1.427 21.5 1.427 0 0 0 0 2 Nhóm 39 2.06145933G 75 7530 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 40 2.06145935G 75 6540 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 41 2.06145937G 75 6660 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 106 Nhóm 42 2.06145966G 50 5120 0.999 21.5 1.455 21.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 43 2.06145981G 50 7860 0.999 21.5 0.962 0 0 0 0 21.5 0.962 2 Nhóm 44 2.06145982G 75 7830 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 45 2.06146026G 15 508 0.999 5.5 0.246 0 0 0 0 5.5 0.246 2 Nhóm 46 2.06146051G 50 2780 0.999 21.5 1.455 21.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 47 2.06146061G 50 3580 0.999 21.5 0.951 21.5 0.951 0 0 0 0 2 Nhóm 48 2.06146071G 50 5440 0.999 21.5 1.427 21.5 1.427 0 0 0 0 2 Nhóm 49 2.06146133G 50 4700 0.999 21.5 0.251 21.5 0.251 0 0 0 0 2 Nhóm 50 2.06146134G 50 500 0.999 21.5 0 21.5 0 0 0 0 0 2 Nhóm 51 2.06146141G 25 3390 0.999 10 0.448 0 0 10 0.448 0 0 2 Nhóm 52 2.06146275G 50 3820 0.999 21.5 0.962 0 0 0 0 21.5 0.962 2 Nhóm 53 2.06146279G 50 4940 0.999 21.5 0.962 0 0 0 0 21.5 0.962 2 Nhóm 54 2.06146933G 75 14040 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 55 2.06146935G 75 13590 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 56 2.06148001G 75 6390 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 57 2.0614G0061 75 461 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 58 2.0614G0075 75 6420 0.999 Nhóm 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 107 2 Nhóm 59 2.0614G0077 75 673.5 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 60 2.0614G0079 75 986 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 61 2.0614G0080 75 8450 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 62 2.0614G0081 75 6350 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 63 2.0614G0099 75 6330 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 64 2.0614G0102 75 10740 0.999 32.5 0.125 32.5 0.125 0 0 0 0 2 Nhóm 65 2.0614G0103 75 9450 0.999 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 66 2.0614G0105 75 7470 0.999 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0 2 Nhóm 67 2.0614G0107 75 728 0.999 32.5 0.493 32.5 0.493 0 0 0 0 2 Nhóm 68 2.0614G0108 75 6780 0.999 32.5 3.984 32.5 3.984 0 0 0 0 2 Nhóm 69 2.0614G0111 75 5040 0.999 32.5 4.431 32.5 4.431 0 0 0 0 2 Nhóm 70 2.0614G0114 75 3720 0.999 32.5 5.371 32.5 5.371 0 0 0 0 2 Nhóm 71 2.0614G0121 75 7950 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 72 2.0614G0122 75 5370 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 73 2.0614G0124 75 7380 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 74 2.0614G0142 75 3842 0.999 32.5 0.313 32.5 0.313 0 0 0 0 2 108 Nhóm 75 2.0614G0143 75 731.5 0.999 32.5 4.431 32.5 4.431 0 0 0 0 2 Nhóm 76 2.0614G0144 75 7050 0.999 32.5 5.371 32.5 5.371 0 0 0 0 2 Nhóm 77 2.0614G0151 75 6320 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 78 2.0614G0157 75 5430 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 79 2.0614G0160 75 4725 0.999 32.5 1.924 32.5 1.924 0 0 0 0 2 Nhóm 80 2.0614G0162 75 4958.5 0.999 32.5 2.91 32.5 2.91 0 0 0 0 2 Nhóm 81 2.0614G0228 37.5 728 0.999 15 5.461 15 5.461 0 0 0 0 2 Nhóm 82 2.0614G0230 75 10140 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 83 2.0614G0234 75 6600 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 84 2.0614G0603 75 10100 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 85 2.0614G0605 75 11940 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 86 2.0614G0606 75 6240 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 87 2.0614G0832 75 1800 0.999 32.5 0.896 32.5 0.896 0 0 0 0 2 Nhóm 88 2.0614G0836 75 13170 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 89 2.0614G0837 75 7560 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 90 2.0614G0847 75 7080 0.999 32.5 0.895 32.5 0.895 0 0 0 0 2 91 2.0614G0850 75 7710 0.999 Nhóm 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 109 2 Nhóm 92 2.0614G0854 75 2670 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 93 2.0614G0859 75 7770 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 94 2.0614G0867 75 7410 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 95 2.0614G0868 75 7110 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 96 2.0614G0872 75 7470 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 97 2.0614G0873 75 2850 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 98 2.0614G0876 75 6720 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 99 2.0614G0879 75 3630 0.999 31.875 1.427 0 0 31.875 1.427 0 0 2 Nhóm 100 2.0614G0890 75 5490 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 101 2.0614G0895 75 5520 0.999 31.875 1.427 0 0 0 0 31.875 1.427 2 Nhóm 102 2.0614G0896 75 5940 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 103 2.0614G0898 75 4950 0.999 32.5 1.924 32.5 1.924 0 0 0 0 2 Nhóm 104 2.0614G0900 75 773 0.999 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455 2 Nhóm 105 2.0614G0909 75 9660 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 106 2.0614G0926 75 7320 0.999 31.875 1.427 0 0 0 0 31.875 1.427 2 Nhóm 107 2.0614G0927 75 6840 0.999 31.875 1.427 0 0 0 0 31.875 1.427 2 110 Nhóm 108 2.0614G0928 75 7860 0.999 31.875 1.427 0 0 31.875 1.427 0 0 2 Nhóm 109 2.0614G0929 75 7620 0.999 32.5 0.895 32.5 0.895 0 0 0 0 2 Nhóm 110 2.0614G0930 50 1820 0.999 21.25 0.951 0 0 21.25 0.951 0 0 2 Nhóm 111 2.0614G0936 75 1050 0.999 31.875 1.427 0 0 0 0 31.875 1.427 2 Nhóm 112 2.0614G0965 25 4180 1.000 11 0.492 11 0.492 0 0 0 0 2 Nhóm 113 2.0614G0966 25 2970 1.000 11 0 0 0 11 0 0 0 2 Nhóm 114 2.0614G0967 25 2460 1.000 11 0.125 0 0 0 0 11 0.125 2 Nhóm 115 2.0614G0968 15 2434.5 0.999 5.5 2.014 5.5 2.014 0 0 0 0 2 Nhóm 116 2.0614G0969 25 3210 1.000 11 0 0 0 11 0 0 0 2 Nhóm 117 2.0614G0970 25 1920 1.000 11 0.125 0 0 0 0 11 0.125 2 Nhóm 118 2.0614G0971 37.5 2535 1.000 15 0.492 15 0.492 0 0 0 0 2 Nhóm 119 2.0614G0972 50 5640 1.000 21.5 0 0 0 21.5 0 0 0 2 Nhóm 120 2.0614G0973 37.5 728 1.000 15 0.125 0 0 0 0 15 0.125 2 Nhóm 121 2.0614G0974 37.5 1800 1.000 15 0.895 15 0.895 0 0 0 0 2 Nhóm 122 2.0614G0975 50 7920 1.000 21.5 0 0 0 21.5 0 0 0 2 Nhóm 123 2.0614G0976 50 4725 1.000 21.5 1.924 21.5 1.924 0 0 0 0 2 124 2.0614G0977 50 4455 1.000 Nhóm 21.5 0.251 0 0 0 0 21.5 0.251 111 2 Nhóm 125 2.0614G0978 50 736 1.000 21.5 0 0 0 21.5 0 0 0 2 Nhóm 126 2.0614G0979 25 1990 1.000 11 0.125 0 0 0 0 11 0.125 2 Nhóm 127 2.0614G0980 25 3460 1.000 11 0.895 11 0.895 0 0 0 0 2 Nhóm 128 2.0614I0262 75 7170 0.999 32.5 0.895 32.5 0.895 0 0 0 0 2 Nhóm 129 2.0614I0263 75 5310 0.999 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0 2 Nhóm 130 3.06144987H 15 319 0.999 11.01 0.492 3.67 0.164 3.67 0.164 3.67 0.164 3 Nhóm 131 3.06145001H 33.33 471 0.999 89.01 3.984 29.67 1.328 29.67 1.328 29.67 1.328 3 Nhóm 132 3.06145145H 37.5 5281 0.999 99 4.431 33 1.477 33 1.477 33 1.477 3 Nhóm 133 3.06145176H 50 14501 0.999 120 5.37 40 1.79 40 1.79 40 1.79 3 Nhóm 134 3.06145177H 83.3 7101 0.999 201 8.997 67 2.999 67 2.999 67 2.999 3 Nhóm 135 3.06145178H 33.3 11051 0.999 89.01 3.984 29.67 1.328 29.67 1.328 29.67 1.328 3 Nhóm 136 3.06145179H 25 2311 0.999 65.01 2.91 21.67 0.97 21.67 0.97 21.67 0.97 3 Nhóm 137 3.06145291G 10 872 0.999 7 0.313 7 0.313 0 0 0 0 3 Nhóm 138 3.06145292G 37.5 1679 0.999 99 4.431 33 1.477 33 1.477 33 1.477 3 Nhóm 139 3.06145401H 50 9701 0.999 120 5.37 40 1.79 40 1.79 40 1.79 3 Nhóm 140 3.06145423G 25 22 0.999 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0 3 112 Nhóm 141 3.06145656G 50 3518 0.999 43 1.924 0 0 43 1.924 0 0 3 Nhóm 142 3.06145676F 50 1770 0.999 42.99 1.923 14.33 0.641 14.33 0.641 14.33 0.641 3 Nhóm 143 3.06145685H 75 1564 0.999 65.01 2.91 21.67 0.97 21.67 0.97 21.67 0.97 3 Nhóm 144 3.06145686H 53.3 2351 0.999 122.01 5.46 40.67 1.82 40.67 1.82 40.67 1.82 3 Nhóm 145 3.06145709H 133.3 17201 0.999 360 16.113 120 5.371 120 5.371 120 5.371 3 Nhóm 146 3.06145991H 15 754 0.999 11.01 0.492 3.67 0.164 3.67 0.164 3.67 0.164 3 Nhóm 147 3.06146131G 37.5 8461 0.999 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0 3 Nhóm 148 3.06146277G 50 13441 0.999 43 1.924 0 0 0 0 43 1.924 3 Nhóm 149 3.06146338H 25 1679 0.999 20.01 0.897 6.67 0.299 6.67 0.299 6.67 0.299 3 Nhóm 150 3.06146388H 25 738 0.999 20.01 0.897 6.67 0.299 6.67 0.299 6.67 0.299 3 Nhóm 151 3.06146398G 25 761 0.999 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 3 Nhóm 152 3.06146428H 15 18131 0.999 11.01 0.492 3.67 0.164 3.67 0.164 3.67 0.164 3 Nhóm 153 3.06146915G 25 669 0.999 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 3 Nhóm 154 3.06147057H 15 4 0.999 11.01 0.492 3.67 0.164 3.67 0.164 3.67 0.164 3 Nhóm 155 3.06149972H 53.3 10001 0.999 122.01 5.46 40.67 1.82 40.67 1.82 40.67 1.82 3 Nhóm 156 3.0614G0082 25 711 0.999 20.01 0.897 6.67 0.299 6.67 0.299 6.67 0.299 3 157 3.0614G0939 83.3 17401 0.999 Nhóm 122.01 5.46 40.67 1.82 40.67 1.82 40.67 1.82 113 3 Nhóm 158 4.06145056D 33.3 10988 0.980 89.01 3.984 29.67 1.328 29.67 1.328 29.67 1.328 4 Nhóm 159 4.06145451D 53.3 19787 0.980 122.01 5.46 40.67 1.82 40.67 1.82 40.67 1.82 4 Nhóm 160 4.06146403D 83.3 1964 0.980 201 8.997 67 2.999 67 2.999 67 2.999 4 Nhóm 161 4.06146878D 133.3 1969 0.980 360 16.113 120 5.371 120 5.371 120 5.371 4 Nhóm 162 4.06147113D 133.3 1757 0.980 360 16.113 120 5.371 120 5.371 120 5.371 4 Nhóm 163 4.0614G0848 25 4724 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 4 Nhóm 164 4.0614G0852 25 1624 0.980 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 4 Nhóm 165 5.06144890C 25 9775 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 166 5.06144900C 50 16897 0.980 43 1.924 0 0 43 1.924 0 0 5 Nhóm 167 5.06144901C 25 9126 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 168 5.06144920C 37.5 11109 0.980 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0 5 Nhóm 169 5.06144925C 37.5 17481 0.980 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0 5 Nhóm 170 5.06144930C 25 12765 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 171 5.06144935C 50 18808 0.980 43 1.924 0 0 43 1.924 0 0 5 Nhóm 172 5.06144955C 25 22336 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 173 5.06144960C 37.5 15893 0.980 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0 5 114 Nhóm 174 5.06144965C 25 11307 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 175 5.06144990C 15 5154 0.980 11 0.492 0 0 11 0.492 0 0 5 Nhóm 176 5.06144995C 25 11271 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 177 5.06144996C 25 5853 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 178 5.06145046C 50 21989 0.980 45 2.014 0 0 45 2.014 0 0 5 Nhóm 179 5.06145121C 37.5 18084 0.980 30 1.343 30 1.343 0 0 0 0 5 Nhóm 180 5.06145141C 25 17258 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 181 5.06145213C 15 16341 0.980 11 0.492 0 0 11 0.492 0 0 5 Nhóm 182 5.06145271C 37.5 22356 0.980 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0 5 Nhóm 183 5.06145311C 25 5609 0.980 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0 5 Nhóm 184 5.06145321C 25 4763 0.980 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0 5 Nhóm 185 5.06145336C 50 19833 0.980 43 1.924 43 1.924 0 0 0 0 5 Nhóm 186 5.06145366C 50 13209 0.980 43 1.924 43 1.924 0 0 0 0 5 Nhóm 187 5.06145396C 37.5 15402 0.980 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0 5 Nhóm 188 5.06145491C 25 16941 0.980 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0 5 Nhóm 189 5.06145506C 37.5 13088 0.980 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0 5 190 5.06145535C 25 7656 0.980 Nhóm 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0 115 5 Nhóm 191 5.06145536C 25 6953 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 192 5.06145551C 25 6362 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 193 5.06145556C 25 7421 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 194 5.06145605C 25 7949 0.980 11 0.492 0 0 11 0.492 0 0 5 Nhóm 195 5.06145606C 37.5 17345 0.980 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0 5 Nhóm 196 5.06145607C 37.5 6755 0.980 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0 5 Nhóm 197 5.06145651C 50 15016 0.980 43 1.924 0 0 43 1.924 0 0 5 Nhóm 198 5.06145653C 25 12311 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 199 5.06145655C 25 14275 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 200 5.06145706H 37.5 11383 0.980 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0 5 Nhóm 201 5.06145726C 15 5635 0.980 11 0.492 0 0 0 0 11 0.492 5 Nhóm 202 5.06145727C 25 12819 0.980 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 5 Nhóm 203 5.06145746C 25 8812 0.980 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 5 Nhóm 204 5.06145776C 25 11716 0.980 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 5 Nhóm 205 5.06145816C 25 14530 0.980 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 5 Nhóm 206 5.06145817C 15 5364 0.980 11 0.492 0 0 0 0 11 0.492 5 116 Nhóm 207 5.06145866C 37.5 13679 0.980 30 1.343 0 0 0 0 30 1.343 5 Nhóm 208 5.06145916C 25 8314 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 209 5.06146001C 50 37 0.980 43 1.924 0 0 43 1.924 0 0 5 Nhóm 210 5.06146002C 25 10537 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 211 5.06146021C 37.5 29777 0.980 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0 5 Nhóm 212 5.06146081C 25 14541 0.980 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0 5 Nhóm 213 5.06146091C 25 10460 0.980 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0 5 Nhóm 214 5.06146181C 25 10423 0.980 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0 5 Nhóm 215 5.06146185C 25 10196 0.980 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 216 5.06146266C 15 14161 0.980 11 0.492 0 0 11 0.492 0 0 5 Nhóm 217 5.06146276C 37.5 17237 0.980 30 1.343 0 0 0 0 30 1.343 5 Nhóm 218 5.06146288G 75 4261 0.980 65 2.909 65 2.909 0 0 0 0 5 Nhóm 219 5.06146358C 25 9090 0.999 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0 5 Nhóm 220 5.06146359C 25 15508 0.999 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 221 5.06146918C 25 12783 0.999 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 5 Nhóm 222 5.06146920C 25 12240 0.999 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 5 223 5.06146948C 25 10038 0.999 Nhóm 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 117 5 Nhóm 224 5.06146998C 25 13972 0.999 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 5 Nhóm 225 5.06146999C 25 3485 0.999 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 5 Nhóm 226 5.06147005C 25 12164 0.999 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 5 Nhóm 227 5.06147007C 25 10227 0.999 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 5 Nhóm 228 5.06147038C 25 6037 0.999 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895 5 Nhóm 229 5.06148788D 25 11247 0.999 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 230 5.06148789C 37.5 21257 0.999 30 1.343 30 1.343 0 0 0 0 5 Nhóm 231 5.06149925C 25 13055 0.999 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0 5 Nhóm 232 5.06149968C 15 9589 0.999 11 0.492 0 0 11 0.492 0 0 5 Nhóm 233 5.06149973C 25 8846 0.999 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0 5 Nhóm 234 5.0614G0944 25 5292 0.999 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0 5 Nhóm 235 2.0614I0653 250 10140 0.970 65 16.291 0 0 0 0 65 16.291 2 Nhóm 236 2.0614I0654 75 8700 0.970 65 16.291 0 0 0 0 65 16.291 2 Nhóm 237 2.0614I0655 250 4080 0.970 63.75 15.977 0 0 63.75 15.977 0 0 2 Nhóm 238 2.0614I0656 75 17100 0.970 65 16.291 0 0 0 0 65 16.291 2 Nhóm 239 2.0614I0657 250 16260 0.970 63.75 15.977 0 0 63.75 15.977 0 0 2 118 Nhóm 240 2.0614I0658 75 8460 0.970 63.75 15.977 0 0 63.75 15.977 0 0 2 Nhóm 241 2.0614I0659 75 1120 0.970 65 16.291 0 0 0 0 65 16.291 2 Nhóm 242 2.0614I0660 250 21420 0.970 63.75 15.977 0 0 0 0 63.75 15.977 2 Nhóm 243 2.0614I0661 75 9780 0.970 63.75 15.977 0 0 0 0 63.75 15.977 2 Nhóm 244 2.0614I0662 250 22 0.970 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0 2 Nhóm 245 2.0614I0663 37.5 30 0.972 31 7.51871 0 0 30 7.5187 0 0 2 Nhóm 246 2.0614I0664 75 65 0.970 65 16.2905 0 0 65 16.291 0 0 2 Nhóm 247 2.0614I0665 37.5 30 0.973 32 7.51871 0 0 0 0 30 7.5187 2 Nhóm 248 2.0614I0666 37.5 30 1.000 311 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0 2 Nhóm 249 2.0614I0667 25 22 0.970 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0 2 Nhóm 250 2.0614I0668 25 22 0.970 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0 2 Nhóm 251 2.0614I0669 75 22 0.970 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137 2 Nhóm 252 2.0614I0670 75 22 0.970 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0 2 Nhóm 253 2.0614I0671 75 22 0.970 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137 2 Nhóm 254 2.0614I0672 75 22 0.970 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0 2 Nhóm 255 2.0614I0673 75 22 0.970 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0 2 256 2.0614I0674 75 30 0.976 Nhóm 34 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0 119 2 Nhóm 257 2.0614I0675 75 30 0.978 35 7.51871 0 0 30 7.5187 0 0 2 Nhóm 258 2.0614I0676 75 22 0.970 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137 2 Nhóm 259 2.0614I0677 75 22 0.970 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0 2 Nhóm 260 2.0614I0678 75 22 0.970 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0 2 Nhóm 261 2.0614I0679 75 22 0.970 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137 2 Nhóm 262 2.0614I0680 75 22 0.970 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0 2 Nhóm 263 2.0614I0681 50 43 0.970 43 10.7768 0 0 43 10.777 0 0 2 Nhóm 264 2.0614I0682 75 65 0.970 65 16.2905 0 0 0 0 65 16.291 2 Nhóm 265 2.0614I0683 50 43 0.970 43 10.7768 43 10.777 0 0 0 0 2 Nhóm 266 2.0614I0684 50 43 0.970 43 10.7768 0 0 43 10.777 0 0 2 Nhóm 267 2.0614I0685 75 65 0.970 65 16.2905 0 0 0 0 65 16.291 2 Nhóm 268 2.0614I0686 37.5 30 0.979 36 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0 2 Nhóm 269 2.0614I0687 50 43 0.970 43 10.7768 0 0 43 10.777 0 0 2 Nhóm 270 2.0614I0688 25 22 0.970 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137 2 Nhóm 271 2.0614I0689 25 22 0.970 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0 2 Nhóm 272 2.0614I0690 15 11 0.945 8 2.75686 0 0 11 2.7569 0 0 2 120 Nhóm 273 2.0614I0691 50 43 0.970 43 10.7768 43 10.777 0 0 0 0 2 Nhóm 274 2.0614I0692 75 65 0.970 65 16.2905 65 16.291 0 0 0 0 2 Nhóm 275 2.0614I0693 37.5 30 0.972 31 7.51871 0 0 30 7.5187 0 0 2 Nhóm 276 2.0614I0694 37.5 30 0.976 34 7.51871 0 0 0 0 30 7.5187 2 Nhóm 277 2.0614I0695 37.5 30 0.973 32 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0 2 Nhóm 278 2.0614I0696 50 43 0.970 43 10.7768 0 0 0 0 43 10.777 2 Nhóm 279 2.0614I0697 25 22 0.970 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0 2 Nhóm 280 2.0614I0698 25 22 0.970 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0 2 Nhóm 281 2.0614I0699 50 43 0.970 43 10.7768 0 0 0 0 43 10.777 2 Nhóm 282 2.0614I0700 75 65 0.970 65 16.2905 65 16.291 0 0 0 0 2 Nhóm 283 2.0614I0701 15 11 0.997 36 2.75686 0 0 11 2.7569 0 0 2 Nhóm 284 2.0614I0702 75 65 0.970 65 16.2905 0 0 65 16.291 0 0 2 Nhóm 285 2.0614I0703 25 22 0.970 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137 2 Nhóm 286 2.0614I0704 75 65 0.970 65 16.2905 65 16.291 0 0 0 0 2 Nhóm 287 2.0614I0705 50 43 0.970 43 10.7768 0 0 43 10.777 0 0 2 Nhóm 288 2.0614I0706 75 65 0.970 65 16.2905 0 0 0 0 65 16.291 2 289 2.0614I0707 75 65 0.970 Nhóm 65 16.2905 65 16.291 0 0 0 0 121 2 Nhóm 290 2.0614I0708 25 22 0.970 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0 2 Nhóm 291 2.0614I0709 37.5 30 0.972 31 7.51871 0 0 0 0 30 7.5187 2 Nhóm 292 2.0614I0710 37.5 30 0.973 32 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0 2 Nhóm 293 2.0614I0711 25 22 0.970 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0 2 Nhóm 294 2.0614I0712 37.5 30 0.976 34 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0 2 Nhóm 295 2.0614I0713 25 22 0.970 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0 2 Nhóm 296 2.0614I0714 25 22 0.970 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137 2 Nhóm 297 2.0614I0715 25 22 0.970 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0 2 Nhóm 298 2.0614I0716 37.5 30 0.973 32 7.51871 0 0 30 7.5187 0 0 2 Nhóm 299 2.0614I0717 37.5 30 0.973 32 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0 2 Nhóm 300 2.0614I0718 25 22 0.970 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0 2 Nhóm 301 2.0614I0719 37.5 30 0.972 31 7.51871 0 0 30 7.5187 0 0 2 Nhóm 302 2.0614I0720 25 22 0.970 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137 2 Nhóm 303 2.0614I0721 25 22 0.970 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0 2