ĐỀ ÁN Giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải và phân phối điện giai đoạn năm 20162020 – EVN SPC

Căn cứ Tờ trình ngày 29012016 của Ban KTSX, KD, KGMBĐ về giao kế hoạch TTĐN các đơn vị giai đoạn năm 20162020 đã được Tổng Giám đốc phê duyệt. Căn cứ kế hoạch của Tập đoàn Điện lực Việt Nam giao lộ trình giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải và phân phối điện (TTĐN) của Tổng công ty Điện lực miền Nam (TCT) giai đoạn năm 20162020 để đến năm 2020 tỷ lệ TTĐN là 4%,Căn cứ Tờ trình ngày 29012016 của Ban KTSX, KD, KGMBĐ về giao kế hoạch TTĐN các đơn vị giai đoạn năm 20162020 đã được Tổng Giám đốc phê duyệt. Căn cứ kế hoạch của Tập đoàn Điện lực Việt Nam giao lộ trình giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải và phân phối điện (TTĐN) của Tổng công ty Điện lực miền Nam (TCT) giai đoạn năm 20162020 để đến năm 2020 tỷ lệ TTĐN là 4%,

TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM

TỔNG CÔNG TY

ĐIỆN LỰC MIỀN NAM

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

ĐỀ ÁN Giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải và phân phối điện

giai đoạn năm 2016-2020 – EVN SPC

(Đính kèm Quyết định số /QĐ-EVN SPC ngày tháng 5 năm 2016)

Căn cứ Quyết định số 176/QĐ-EVN, ngày 02/10/2015 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về phê duyệt Đề án Nâng cao hiệu quả SXKD và Năng suất lao động giai đoạn

2016-2020 của Tổng công ty Điện lực miền Nam;

Căn cứ Đề án số 4962/ĐA-EVN SC ngày 29/6/2015 của Tổng công ty Điện lực miền Nam về giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải và phân phối điện giai đoạn năm 2016-2020;

Căn cứ Tờ trình ngày 29/01/2016 của Ban KTSX, KD, KGMBĐ về giao kế hoạch TTĐN các đơn vị giai đoạn năm 2016-2020 đã được Tổng Giám đốc phê duyệt

Căn cứ kế hoạch của Tập đoàn Điện lực Việt Nam giao lộ trình giảm tỷ lệ điện dùng

để truyền tải và phân phối điện (TTĐN) của Tổng công ty Điện lực miền Nam (TCT) giai đoạn năm 2016-2020 để đến năm 2020 tỷ lệ TTĐN là 4%, Tổng công ty xây dựng Đề án giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải và phân phối điện giai đoạn năm 2016-2020, cụ thể như sau:

PHẦN THỨ NHẤT: ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ THỰC HIỆN GIẢM TTĐN GIAI ĐOẠN NĂM 2011-2015.

I TÌNH HÌNH THỰC HIỆN GIẢM TTĐN GIAI ĐOẠN NĂM 2011-2015:

1 Tình hình sản xuất kinh doanh, đầu tư xây dựng giai đoạn năm 2011-2015: 1.1 Sản xuất và cung ứng điện giai đoạn 2011-2015:

1.1.1. Điện thương phẩm (triệu kWh): ện thương phẩm (triệu kWh): i n th ương phẩm (triệu kWh): ng ph m (tri u kWh): ẩm (triệu kWh): ện thương phẩm (triệu kWh):

Điện thương phẩm

Tăng trưởng so với

Điện thương phẩm

Điện thương phẩm

trung áp (triệu kWh) 16.938 19.134 21.197 24.428 19.962 Điện thương phẩm hạ

1/18

1.1.2. Điện thương phẩm (triệu kWh): ện thương phẩm (triệu kWh): ổn thất theo cấp điện áp (triệu kWh): i n t n th t theo c p i n áp (tri u kWh): ất theo cấp điện áp (triệu kWh): ất theo cấp điện áp (triệu kWh): điện áp (triệu kWh): ện thương phẩm (triệu kWh): ện thương phẩm (triệu kWh):

Điện tổn thất lưới 110kV (triệu

Điện tổn thất từ lưới trung áp (triệu

Điện tổn thất từ lưới hạ áp (triệu

1.1.3 Cơ cấu điện thương phẩm theo thành phần phụ tải (triệu kWh):

Các thành

phần phụ tải

Nông, lâm nghiệp, thủy sản

Công nghiệp xây dựng

Thương nghiệp dịch vụ

Quản lý tiêu dùng dân cư

Hoạt động khác

Tổng cộng

Đính kèm Phụ lục I.1 đến I.5 Thương phẩm giai đoạn 2011-2015 của các đơn vị.

1.1.4 Biểu đồ phụ tải 24 giờ ngày điển hình giai đoạn năm 2011-2015

Trên địa bàn EVN SPC, phụ tải phân bố tập trung tại các khu vực có khu công nghiệp, nhà máy và các thành phố, thị xã và phân tán tại các khu vực nông thôn, miền núi

Cao điểm phụ tải EVN SPC thường xuất hiện từ tháng 4 đến tháng 12 Các tháng mùa khô (tháng 4,5,6) hệ thống điện vận hành với phụ tải tăng cao nhưng các nhà máy thủy điện phía Nam phát công suất hạn chế vì thiếu nước

Đồ thị phụ tải ngày điển hình của EVN SPC: (Đính kèm chi tiết tại Phụ lục II)

Đặc điểm phụ tải:

 Giờ cao điểm: Cao điểm sáng (9:00-10:00), cao điểm chiều (15:00 - 16:00), cao điểm tối (20:00-21:00)

 Giờ thấp điểm: Thấp điểm sáng (3:00-4:00), thấp điểm trưa (12:00), thấp điểm tối (17:00-18:00)

1.2 Khối lượng lưới điện quản lý:

1.2.1 Quản lý kỹ thuật, quản lý vận hành:

 Khối lượng quản lý kỹ thuật, quản lý vận hành năm 2011-2015:

Tổng công suất đặt 110kV (MVA) 7.942 8.859 9.723 10.721 12.120

Số trạm biến áp phân phối 62.629 66.182 68.121 70.910 73.910 Dung lượng trạm biến áp phân phối (MVA) 4.424 4.740 5.031 5.401 5.894 Chiều dài ĐD 22 (12,7) kV 47.856 49.508 50.564 52.467 53.426

Tụ bù (MVAr):

1.2.2 Quản lý kinh doanh:

- Số lượng công tơ:

Số

lượng

theo

năm

Toàn

đơn vị

1 pha 3 pha

Cơ khí Điện tử 1 giá

Điện tử nhiều biểu giá

Cơ khí

Điện

tử 1 giá

Điện tử nhiều biểu giá

2011 5.610.658 58.720 12.240 5.458.672 4.878 4.042 37.949 35 34.122

2012 5.458.358 113.666 22.181 5.177.246 79.488 4.723 31.377 40 29.637

2013 6.263.234 70.702 15.074 5.734.232 353.761 4.331 40.582 239 44.313

2014 6.553.668 74.277 17.431 5.633.831 730.674 4.148 33.716 1.579 58.012

2015 7.035.365 73.124 20.800 5.618.360 1.215.186 3.765 25.029 2.725 76.376

- Tình hình hư hỏng, kẹt, cháy công tơ, đánh giá chất lượng thiết bị đo, kết quả thay thế công tơ điện tử đánh giá hiện trạng thiết bị đo đếm:

 Qua theo dõi chất lượng công tơ đến nay, tỷ lệ hư hỏng do nhà sản xuất chiếm khoảng 3% (công tơ điện tử) và 7% công tơ cảm ứng với các nguyên nhân chủ yếu sau:

 Màn hình không hiển thị, mất nét

 Sai số không đạt

 Cảnh báo Meter error

 Công suất không hiển thị

 Không kết nối được công tơ

 Đèn phát xung không có tín hiệu

 Các lỗi khác (kẹt phím bấm, )

 Ngoài ra, còn có các nguyên nhân khác chiếm phần nhỏ do là công tác quản lý công tơ như vận chuyển công tơ không đúng hướng dẫn (không hộp bảo vệ, không có biện pháp chống dằn xóc công tơ) gây hư hỏng cơ học, khách hàng sử dụng tăng thiết bị sử dụng điện gây cháy, hỏng công tơ

1.3 Đầu tư xây dựng lưới điện giai đoạn 2011-2015:

Giai đoạn năm 2011-2015, để đảm bảo cấp điện cho nhu cầu của khách hàng và củng cố lưới điện, Tổng công ty đã đầu tư 18.148 tỷ đồng để đầu tư xây dựng lưới điện trên địa bàn Tổng công ty quản lý gồm:

Năm Đơn vị tính 2011 2012 2013 2014 2015 Tổng 5 năm

2 Các biện pháp giảm TTĐN thực hiện giai đoạn 2011-2015:

2.1 Tổ chức bộ máy chỉ đạo giảm TTĐN.

2.1.1 Công tác điều hành:

Duy trì và nâng cao vai trò điều hành của BCĐ giảm TTĐN; BCĐ giảm TTĐN kiểm điểm tình hình TTĐN của các đơn vị và EVN SPC hàng tháng để kịp thời chẩn chỉnh hoạt động giảm TTĐN; Đảm bảo các Đơn vị cơ sở có khả năng tự phân tích các biến động TTĐN và đề ra biện pháp xử lý kịp thời, cụ thể:

Cấp Tổng công ty: Ban chỉ đạo (BCĐ) giảm TTĐN và Tổ giúp việc (TGV), phát

huy được hiệu quả hoạt động của BCĐ và TGV trong công tác giảm TTĐN Tính toán giao chỉ tiêu TTĐN cho các đơn vị trên cơ sở lộ trình chỉ tiêu TTĐN đã đề ra, thực hiện theo dõi sát sao và có chỉ đạo kịp thời giúp các đơn vị và EVN SPC nhằm hoàn thành KH chỉ tiêu TTĐN

Hàng năm, BCĐ cấp EVN SPC tổ chức kiểm tra và làm việc ít nhất 10 đơn vị và làm việc về TTĐN với các đơn vị có biến động TTĐN tăng cao tại Văn phòng Tổng công

ty để nắm tình hình, những khó khăn của các đơn vị, đồng thời giúp đơn vị tìm ra những nguyên nhân, khoanh vùng TTĐN và có KH khắc phục kịp thời Bên cạnh đó, cuộc họp BCĐ được duy trì định kỳ hàng tháng với các đơn vị trực tiếp hoặc thông qua hội nghị truyền hình đã mang lại nhiều hiệu quả tích cực trong công tác giảm TTĐN thông qua việc kiểm soát chặt chẽ những biến động TTĐN;

Phong trào thi đua giảm TTĐN: Hàng năm biểu dương và khen thưởng đối với các đơn vị và cá nhân có thành tích trong công tác giảm TTĐN đã tác động tích cực đến hiệu quả giảm TTĐN ở các đơn vị

Cấp đơn vị: Tiếp tục phát huy vai trò của BCĐ giảm TTĐN và Tổ giúp việc Nhiều

Công ty Điện lực (CTĐL) đã thực hiện tốt việc giao chỉ tiêu TTĐN cho các Điện lực (ĐL), họp định kỳ kiểm điểm ĐL, thực hiện nghiêm túc chỉ đạo của BCĐ giảm TTĐN cấp EVN SPC

2.2 Các biện pháp giảm TTĐN:

 Tăng cường và nâng cao hiệu quả công tác kiểm tra tại đơn vị nhằm phát hiện những khiếm khuyết và hỗ trợ đơn vị khắc phục những tồn tại trong công tác giảm TTĐN; đảm bảo thực hiện kiểm tra ít nhất tại 10 CTĐL;

 Khắc phục được các khiếm khuyết, yếu kém tồn tại năm trước;

 Tiếp tục tăng cường các giải pháp QLKT giảm TTĐN, tuy nhiên cần chú trọng tập trung nguồn lực cho các giải pháp QLKD;

 Các CTĐL giám sát chặt chẽ các ĐL có tỷ lệ TTĐN cao thực hiện các biện pháp giảm TTĐN để đạt tỷ lệ theo mặt bằng chung của Công ty;

 Công tác hiệu suất trạm công cộng: đảm bảo kết quả tính toán chính xác và theo dõi được tỷ lệ TTĐN thực của lưới hạ áp để có giải pháp xử lý

2.2.1 Các giải pháp kỹ thuật, quản lý vận hành:

 Trong công tác vận hành cần lưu ý phương thức kết lưới và phương thức vận hành Cần nắm được những vấn đề lưu ý của lưới điện 110 kV, lưới trung thế và hạ thế (Đính kèm phụ lục III và phụ lục IV);

 Tập trung xử lý triệt để cây cối chạm chập đường dây gây rò điện, phóng sứ, các mối nối đường dây trần dễ xảy ra tình trạng câu móc ở lưới trung, hạ thế;

 Thực hiện triệt để các giải pháp quản lý kỹ thuật, QLVH giảm TTĐN theo tài liệu: Hướng dẫn các biện pháp giảm TTĐN kỹ thuật do EVN ban hành Bên cạnh đó, lưu ý thực hiện thêm một số biện pháp đặc thù để xử lý các tồn tại khiếm khuyết của lưới điện của từng đơn vị

2.2.2 Công tác quản lý kinh doanh:

Tập trung thực hiện hiệu quả các biện pháp giảm TTĐN trong kinh doanh với các nội dung cơ bản sau:

 Tiếp tục tăng cường công tác thay công tơ định kỳ, nhất là công tác kiểm tra HTĐĐ của các khách hàng sử dụng điện có sản lượng điện năng tiêu thụ lớn;

 Chú trọng công tác theo dõi các HTĐĐ của các trạm chuyên dùng qua đo ghi từ

xa IFC, các khách hàng sử dụng sản lượng điện năng lớn;

 Tập trung triển khai ứng dụng công nghệ đo đếm điện năng kết hợp tự động thu thập dữ liệu giám sát sử dụng điện khách hàng từ xa theo công nghệ PLC ở những khu vực tải cao, tập trung ở thành phố, thị xã Còn lại các khách hàng sau trạm biến áp công cộng ở khu vực nông thôn sử dụng công nghệ RF;

 Tăng cường kiểm tra các đơn vị và chỉ đạo các đơn vị có những biện pháp quyết liệt trong công tác chấn chỉnh hoạt động quản lý, vận chuyển và theo dõi phụ tải khách hàng để lắp đặt công tơ có công suất phù hợp nhằm giảm tỷ lệ công tơ cháy hỏng trong quá trình vận hành

a) Công tác thay công tơ; TU; TI định kỳ và kiểm tra HTĐĐ: Hàng năm giao kế

hoạch để các đơn vị thực hiện đúng quy định

b) Công tác ứng dụng công nghệ đo ghi từ xa thu thập dữ liệu công tơ tổng trạm công cộng phục vụ công tác giảm TTĐN:

 EVNSPC đã lắp đặt được 1.182.676 công tơ 1 pha và 18.167 công tơ 3 pha PLC, lắp đặt 4.782 DCU tại các trạm công cộng

 Lắp đặt 5.876 công tơ tổng trạm công cộng, tự động thu thập dữ liệu qua trung gian bộ tập trung hệ thống PLC (dùng kết nối cổng RS485)

 Giám sát 44.000 công tơ điện tử tại các điểm đo ranh giới , khách hàng trạm chuyên dùng 3 giá, kiểm soát 60% sản lượng điện thương phẩm toàn TCT

 Đề án tổng thể về phát triển công tơ điện tử và hệ thống thu thập dữ liệu công tơ

tự động, từ xa là cơ sở phục vụ công tác giám sát sử dụng điện của khách hàng, trong đó, khách hàng sau trạm công cộng được giám sát và thu thập dữ liệu qua hệ thống dùng công nghệ PLC và RF; Trạm công cộng và trạm chuyên dùng được giám sát thông qua hệ thống công tơ điện tử và thu thập dữ liệu công nghệ GPRS

c) Chương trình giao nhận điện năng:

Chương trình đã được triển khai vận hành và cập nhật số liệu bắt đầu từ tháng 01/2014 cho tất cả các cấp đơn vị phục vụ công tác quản lý giao nhận điện năng, tổn thất và quyết toán chính xác điện năng mua hàng tháng của Tổng công ty và các đơn vị trực thuộc

và đã ban hành “Quy định Quản lý vận hành, khai thác Chương trình Giao nhận điện năng trong Tổng công ty Điện lực miền Nam” là cơ sở để cập nhật số liệu và vận hành hệ thống chương trình mang lại hiệu quả phục vụ công tác điều hành sản xuất kinh doanh

2.2.3. Công tác kiểm tra giám sát mua bán điện:

 Mục tiêu:

- Không để tình trạng hệ thống đo đếm PT, CT và công tơ mua, bán điện với khách hàng hết hạn kiểm định còn lưu hành trên lưới: Thực hiện thay thế công tơ, PT, CT đến hạn thay định kỳ hàng năm (hoàn tất trước tháng 09 hàng năm)

- Thực hiện kiểm tra xác định nguyên nhân 100% số lượng khách hàng có chỉ số từ

02 (hai) tháng liền kề không tiêu thụ điện năng, có biện pháp khắc phục tồn tại

- Hạn chế tối đa những tác động chủ quan dẫn đến tình trạng cháy, hỏng công tơ và giảm tỷ lệ công tơ cháy hỏng, mất <0,5% số lượng công tơ quản lý vận hành, Chấm dứt tình trạng kéo dài thời gian xử lý thay thế công tơ gây ảnh hưởng đến tổn thất điện năng, đảm bảo các trường hợp truy thu sản lượng đều đúng quy định

 Các giải pháp triển khai:

Tập trung thực hiện hiệu quả các giải pháp giảm TTĐN trong kinh doanh với các nội dung cơ bản sau:

- Tiếp tục tăng cường công tác thay công tơ định kỳ với mục tiêu không còn thiết bị

đo đếm hết hạn kiểm định lưu hành trên lưới

- Thường xuyên khai thác ứng dụng công nghệ đo ghi từ xa giám sát hệ thống đo đếm khách hàng mua điện qua trạm chuyên dùng, không để tình trạng hư hỏng thiết bị đo đếm, can thiệp lấy cắp điện trong thời gian dài, không phát hiện xử lý ảnh hưởng đến tổn thất

- Thực hiện các giải pháp giảm tình trạng công tơ cháy hỏng tăng cao

- Nghiên cứu xây dựng phần mềm hỗ trợ trong công tác khai thác hiệu suất trạm công cộng Nâng cao hiệu quả phân tích và thực hiện các giải pháp xử lý có trọng tâm trong giảm tổn thất điện năng phía hạ áp

- Hoàn thiện hệ thống đo đếm và nâng cao năng lực, hiệu quả kiểm tra giám sát sử dụng điện; Thông qua tổ chức các lớp đào tạo, hướng dẫn kiểm tra phát hiện vi phạm sử dụng điện

- Tăng cường hoạt động tuyên truyền nâng cao nhận thức cộng đồng về chủ trương

xử lý vi phạm pháp luật của nhà nước trong lĩnh vực Điện lực

- Giám sát chặt chẽ công tác kiểm định, đảm bảo tính pháp lý, chất lượng thiết bị kiểm định đúng quy định Pháp lệnh đo lường

- Chuẩn bị các điều kiện để điều chỉnh đồng bộ theo các yêu cầu quy định đối với các Tổ chức kiểm định của Tổng công ty và triển khai hoạt động đo lường phù hợp với yêu cầu độc lập, khách quan của Luật Đo lường đã ban hành; Đảm bảo năng lực phục vụ nhu cầu kiểm định, hiệu chuẩn kiểm tra thiết bị đo đếm cho công tác phát triển khách hàng và hoạt động khác trong sản xuất kinh doanh;

- Mua sắm và lắp đặt triển khai thí điểm các thiết bị phục vụ kiểm tra sử dụng điện (Máy đo so sánh sản lượng điện năng tiêu thụ của hệ thống điện, máy in xách tay)

- Tổ chức phân tích tình trạng hoạt động của thiết bị đo đếm trước, trong và sau khi tách khỏi vận hành theo quy trình chặt chẽ với mục tiêu đánh giá được nguyên nhân hư hỏng thiết bị, các tồn tại từ nguyên nhân quản lý, từ bên ngoài và từ chất lượng thiết bị đo đếm;

- Rà soát và chấn chỉnh công tác theo dõi thiết bị đo đếm cháy, hỏng (PT, CT, công tơ), phân tích nguyên nhân ra gây tình trạng cháy hỏng để có giải pháp giảm tình trạng hư hỏng thiết bị, giảm số lượng công tơ cháy hỏng Theo dõi thường xuyên sản lượng điện tiêu thụ hàng tháng của khách hàng kể cả khách hàng ánh sáng sinh hoạt tính toán khả năng quá tải của thiết bị đo đếm (CT,công tơ) đang lắp đặt kịp thời thay thế để hạn chế cháy, hỏng công tơ và làm tăng tổn thất điện năng

- Ứng dụng vận hành chương trình khai thác dữ liệu đo ghi từ xa trong công tác giảm tổn thất điện năng

 Các giải pháp phối hợp tổ chức khác:

- Tổ chức Hội nghị trao đổi kinh nghiệm trong công tác phòng chống và xử lý trộm cắp điện giữa các Công ty Điện lực trong EVN SPC và các Tổng công ty điện lực bạn

- Tiếp tục đẩy mạnh hoạt động theo quy chế phối hợp giữa Công ty Điện lực với các Đoàn thể địa phương trong công tác giám sát sử dụng điện; Vận động chính quyền các cấp ban hành chỉ thị liên quan phòng chống trộm cắp điện, tổ chức các phong trào tuyên truyền nhằm tiến tới mục tiêu xã hội hóa công tác phòng chống trộm cắp điện

- Công ty Điện lực/Điện lực tiếp tục mở đợt truyền thông trên các phương tiện thông tin đại chúng (Báo địa phương, Đài truyền thanh Huyện ,Xã ; dán thông báo tại nơi giao dịch khách hàng, văn phòng UBND xã, Tổ dân phố) với nội dung tuyên truyền an toàn điện kết hợp thông báo những biện pháp xử lý khi có hành động vi phạm sử dụng điện với số tiền bồi thường cụ thể cho từng thiết bị dân dụng để hạn chế tính trạng trộm cắp điện

do thiếu hiểu biết về các biện pháp chế tài Chi tiết hoạt động Kiểm tra giám sát mua bán

điện theo Phụ lục V đính kèm.

2.2.4 Kế hoạch sửa chữa lớn các công trình lưới điện giảm TTĐN:

- Hàng năm giao kế hoạch SCL các công trình đáp ứng các tiêu chí như: Trạm biến

áp và đường dây thường xuyên quá tải, lưới điện có điện áp cuối nguồn thấp, lưới điện thường xuyên xảy ra sự cố, lưới điện nhiều mối nối, tổn thất cao

- Tiến độ hoàn thành: Hoàn thành chậm nhất cuối tháng 8 hàng năm

2.2.5 Công tác đầu tư xây dựng: Các đơn vị theo sát tiến độ các dự án

trạm110kV, 220kV và đầu tư các lộ 110kV, lộ ra 22kV để khai thác tải sau khi đóng điện trạm Hoàn thành công trình đầu tư xây dựng 110kV đúng theo tiến độ giao

2.2.6 Đánh giá chất lượng thiết bị đang vận hành trên lưới điện phân phối hiện nay, các giải pháp nâng cao chất lượng thiết bị qua công tác mua sắm:

- Trong các dạng sự cố lưới điện, sự cố có nguyên nhân hư hỏng thiết bị điện do chất lượng kém chiếm một tỷ lệ đáng kể Các dạng nguyên nhân sự cố:

 Lưới điện 110kV: Máy biến áp không chịu được dòng ngắn mạch 25kA/3s như công bố, các TU-TI bị suy giảm cách điện dẫn đến tăng chỉ số tang delta, cách điện đường dây mau xuống cấp, tủ điện 24kV bị phóng điện/cháy nổ, cáp lực và các đầu cáp bị xuống cấp, phóng điện

+ Lưới điện 22kV: Cách điện đường dây, các thiết bị DS, FCO, LBFCO, LBS,

TU-TI bị phóng điện, recloser bị hỏng phần điều khiển và phóng điện phần máy cắt, chống sét

bị nổ do không chịu được dòng điện sét,… trong đó phần lớn sự cố tập trung tại các thiết bị

DS, FCO, LBFCO, LA do các công ty trong nước hoặc Trung Quốc sản xuất

 Vì vậy, để đạt mục tiêu hạ thấp số vụ sự cố lưới điện, Tổng công ty đã siết chặt chất lượng VTTB đưa lên lưới, chỉ mua sắm các VTTB có chất lượng tốt và phù hợp với môi trường tại Việt Nam

 Công tác thực hiện xét chọn mua sắm VTTB hiện nay đều dựa trên các tiêu chuẩn

kỹ thuật đáp ứng các tiêu chuẩn thông dụng như: TCVN, IEC, ANSI, DIN,… Tuy vậy, hiện hầu hết các sản xuất thiết bị điện đều xuất trình được hồ sơ kỹ thuật đáp ứng các tiêu chuẩn

kỹ thuật nói trên, dẫn đến nhiều thiết bị của nhà sản xuất trong nước hoặc từ Trung Quốc đều đạt yêu cầu trong khi chất lượng lại rất kém, gây sự cố

 Để tránh phải mua sắm những VTTB kém chất lượng, cần phải lập những rào cản

kỹ thuật thông qua các tiêu chuẩn kỹ thuật trong hồ sơ mua sắm Bên cạnh đó, cần tổ chức mua sắm tập trung với số lượng lớn cho các Đơn vị để đảm bảo mua được VTTB ngoại nhập có chất lượng cao, giá thành thấp, đảm bảo không làm tăng kinh phí đầu tư cho các Đơn vị

 Trong vận hành, thường xuyên tổ chức đánh giá chất lượng vật tư thiết bị (VTTB) trên lưới điện để loại bỏ các VTTB có chất lượng kém, thường xuyên hư hỏng trong thời gian ngắn sử dụng

2.2.7 Ứng dụng công nghệ thông tin trong quản lý kỹ thuật, quản lý vận hành:

 Chương trình (CT) đọc thông số điện kế trạm 110kV & CT vận hành sơ đồ lưới điện phân phối trên máy tính:

Trong năm 2014, Ban KTSX đã phối hợp IT nâng cấp hoàn thiện chương trình và đã xây dựng thêm một số các nội dung mới để khai thác hiệu quả chương trình như:

- CT đọc thông số vận hành tại TBA 110kV: Tích hợp báo cáo 24 giờ các thông số vận hành tại TBA 110kV vào trong CT (thay vì phải ghi bằng tay với khối lượng lớn); thu thập tự động 04 thông số MBA 110kV vào CT; theo dõi CS và SL ngày của các PC; Báo cáo cung cấp điện; Khai thác lũy kế các thông số kỹ thuật (CS, SL, TBA/ĐD max, U thấp,

…); quản lý các điểm đo mất tín hiệu đường truyền,…

- CT vận hành sơ đồ lưới điện phân phối trên máy tính: Mở rộng thu thập thông tin mất điện đến khách hàng hạ áp để tăng độ chính xác kết quả tính toán độ tin cậy; module thông tin ngừng giảm cung cấp điện; tổng hợp sự cố lưới điện trung hạ áp, …

 Chương trình quản lý kỹ thuật lưới 110kV và 22kV:

- Chương trình quản lý kỹ thuật lưới 110kV: Phần mềm đã được đưa vào vận

hành chính chức từ ngày 14/2/2014 Hiện tại, Ban KTSX, ĐCTMN và PC Đồng Nai đang khai thác các chức năng từ phần mềm: Theo dõi khối lượng quản lý lưới điện 110kV; Xem kết dây lưới điện 110kV trên nền bản đồ địa dư, phục vụ công tác theo dõi các công trình đấu nối vào lưới điện 110kV và công tác ĐTXD và SCL của ĐCTMN; Xem thông số kỹ thuật của các VTTB đang vận hành và thống kê khối lượng VTTB đang quản lý khi cần thiết; Theo dõi thông số vận hành TBA; Theo dõi sự cố trên lưới điện 110kV

- Xây dựng CSDL và phần mềm quản lý lưới điện phân phối cho EVN SPC:

Đã chạy thử nghiệm và triển khai cho các Điện lực của tỉnh Lâm Đồng TCT đã triển khai thực hiện đề án từ tháng 8/2014 cho các CTĐL còn lại Tính đến thời điểm hiện tại, 100% các PC đã hoàn tất việc cập nhật dữ liệu vào phần mềm Dự kiến quý 2/2015 sẽ triển khai vận hành chính thức

2.2.8 Điện áp, hệ số công suất, vận hành kinh tế các trạm biến áp:

 Lưới điện 110kV:

- Điện áp: Các TBA 110kV có điện áp vận hành đạt yêu cầu, có 4 trạm có điện áp

vẫn nằm trong giới hạn cho phép ±5% Uđm (từ 104,5kV đến 115,5 kV)

- Hệ số công suất các máy biến áp: Đa số các trạm biến áp đều có hệ số công suất

≥0,98

- Vận hành song song các MBA: Để giảm tổn thất kỹ thuật, giảm thời gian gián

đoạn cấp điện cho khách hàng đối với các trạm 110kV

 Lưới điện phân phối:

- Điện áp và hệ số công suất các phát tuyến trung áp đạt quy định (cosφ>0,98) Tổng công ty đã triển khai các đơn vị rà soát nhu cầu máy cắt và dao cắt tụ để chuyển các giàn bù tĩnh sang ứng động nhằm tránh quá bù

- Các TBA từ 80% tải hoặc từ 250kVA trở lên: kiểm tra 1 tháng/1 lần; các TBA còn lại: kiểm tra 3 tháng/1 lần và thực hiện điều hòa MBA non tải đối với các MBA Smax

<30% Sđm liên tục trong 3 kỳ kiểm tra Đồng thời có phương án điều chuyển nội bộ máy biến áp để chống quá tải cục bộ và tiết kiệm chi phí mua máy biến áp mới

II KẾT QUẢ GIẢM TTĐN GIAI ĐOẠN NĂM 2011-2015:

1 Thực hiện kế hoạch giảm TTĐN năm 2011-2015:

- Kết quả thực hiện năm 2011-2015:

- Kết quả thực hiện năm 2011-2015: Tính lại thực hiện năm 2011-2013 theo cách tính tại quyết định số 900/QĐ-EVN, ngày 04/11/2013 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về quy định phương pháp xác định tổn thất điện năng trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam:

- Đồ thị so sánh thực hiện năm 2011-2015 với thực hiện năm 2011-2015 theo cách tính tại quyết định số 900/QĐ-EVN, ngày 04/11/2013 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam:

(Kết quả thực hiện năm 2011-2015)

(Kết quả thực hiện năm 2011-2015: Tính lại thực hiện năm 2011-2013 theo cách tính tại quyết định số 900/QĐ-EVN, ngày 04/11/2013 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam)

2 Kết quả thực hiện TTĐN theo cấp điện áp năm 2011-2015 - Tổn thất tính trên điện nhận tại cấp điện áp tính toán

2.1 Tổng công ty:

- Kết quả thực hiện năm 2011-2015:

2 Tổn thất lưới trung áp +TBA 4,89 4,72 4,14 4,61 4,26

- Kết quả thực hiện năm 2011-2015: Tính lại thực hiện năm 2011-2013 theo cách tính của quyết định số 900/QĐ-EVN, ngày 04/11/2013 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam: