Đề tài Tìm hiểu tình hình sản xuất kinh doanh ở công ty điện lực I

bằng kWh. Thương phẩm bán lẻ đến hộ sử dụng điện, bao gồm tất cả điện năng đã bán qua công tơ đặt tại hộ sử dụng điện. Khi tỷ lệ tổn thất càng cao thì lợi ích kinh tế của việc giảm tổn thất càng lớn. Khi tỷ lệ tổn thất thấp thì hiệu quả kinh tế của việc giảm tổn thất là không đáng kể. Vì lý do này, việc tăng cường đầu tư cho các thiết bị để giảm tổn thất là có giới hạn. Do vậy cũng cần phải tính toán xem lợi ích kinh tế do việc giảm tổn thất đem lại như thế nào thì có thể bù đắp được vốn đầu tư. Để nghiên cứu tình hình tổn thất điện năng một cách toàn diện, cần phải đi sâu phân tích tổn thất theo các góc độ khác nhau: Tổn thất điện năng qua các năm, từ năm 1991 đến 2001 Tổn thất điện năng qua các quý trong năm Tổn thất điện năng của các Điện lực ảnh hưởng của quản lý khách hàng đến tổn thất II.1 Tổn thất điện năng từ năm 1991-2001 Tỷ lệ tổn thất = ´100% Điện nhận đầu nguồn Điện nhận đầu nguồn- điện thương phẩm Công tác giảm tổn thất điện năng là một một trong những nhiệm vụ khó khăn, đòi hỏi vốn đầu tư lớn và thông thường người ta tính bằng tỷ lệ % giữa lượng điện năng giảm được và tổng lượng điện nhận: Trong đó: Điện nhận đầu nguồn là điện mua của tổng công ty điện lực Việt nam, điện năng sản xuất được từ các nhà máy của công ty và điện năng mua của các nhà máy điện độc lập ngoài ngành. Điện năng thương phẩm là lượng điện bán được cho khách hàng Ta biết rằng, tổn thất điện năng bình quân của của công ty điện lực I năm 2000 là 9,47 %, năm 2001 là 8,99 % tức là trong 1 năm chỉ giảm được 0,46%, vì vậy để thấy được sự giảm tỷ lệ % tổn thất ta phải phân tích trong thời gian dài từ năm 1991-2001. Ngoài phân tích tổn thất của công ty ta còn phân tích hai điện lực có những kết quả vượt bậc đó là điện lực Hải Phòng và điện lực Nam Định. Qua hình vẽ II.1 ta thấy rằng tổn thất điện năng của công ty giảm tương đối nhanh trong 10 năm gần đây, vào năm 1992 tổn thất của công ty là 28.12 % nhưng các năm tiếp theo tỷ lệ % tổn thất liên tục giảm và đến năm 2001 chỉ còn 8,99 %. Tức là trong vòng 10 năm tổn thất đã giảm đi hơn 3 lần. Trong khi đó theo hình II.2 sản lượng điện năng thương phẩm thì lại tăng nhanh, năm 1991 là 2,267 triệu kWh và năm 2001 là 6,75 triệu kWh, tăng gần 3 lần. Điện lực Hải phòng là một điện lực trực thuộc công ty điện lực I, nhưng từ năm 1998, theo sự sắp xếp lại tổ chức của Tổng công ty, điện lực Hải Phòng đã tách ra kinh doanh bán điện độc lập trực thuộc Tổng công ty điện lực Việt nam. Tuy nhiên, trong thời gian đầu thập niên 90, thì Hải Phòng là một trong những sở điện lực có tỷ lệ tổn thất rất cao. Nhìn vào hình vẽ II.1 ta thấy có những năm như năm 1992 tổn thất của Hải Phòng lên đến 49,80%. Quả thật đây là một con số quá lớn và nguyên nhân chủ yếu là do tổn thất thương mại bởi vì trong thời gian này mặc dầu lưới điện của Hải Phòng nói riêng và của cả nước ta nói chung rất kém, công suất không đủ cung cấp cho yêu cầu phụ tải, đặc biệt công tơ đo đếm chưa được quản lý chặt chẽ, tuy nhiên so với các điện lực khác và mặt bằng chung của công ty thì lưới điện của Hải Phòng không thua kém, thậm chí còn tốt hơn, phụ tải thì tương đối tập trung, đặc biệt là phụ tải công nghiệp tương đối lớn. Điều này có nghĩa là, tổn thất kỹ thuật của Hải Phòng sẽ tương đương với tổn thất kỹ thuật của các điện lực khác trong khi đó tổn thất năm thì lại cao gấp 1,77 lần so với mặt bằng tổn thất chung của công ty (49,8% so với 28,12 –Năm 1992). Chính vì lý do này mà công ty đã chỉ đạo, có các biện pháp cụ thể như đưa công tơ vào hộp đóng kín và đưa ra ngoài, không để ở nhà dân nữa, tăng cường công tác kiểm tra, xử lý kịp thời những vi phạm, vì vậy tình trạng câu móc điện đã hạn chế đáng kể. Cùng với các biện pháp giảm tổn thất thương mại là các biện pháp giảm tổn thất kỹ thuật đầu tư cải tạo lưới điện, trạm biến áp...Vì vậy, chỉ trong hai năm từ 1992-1994 tổn thất điện năng của sở điện lực Hải Phòng đã giảm 30,66% chỉ còn 19,14% thấp hơn cả tổn thất chung của toàn công ty. Đây là một kết quả thật khả quan, góp phần đẩy mạnh nhiệm vụ giảm tổn thất điện năng cho tất cả các sở điện lực trong toàn công ty. Từ năm 1994 đến năm 1998 là năm mà điện lực Hải Phòng tách ra thành công ty bán điện độc trực thuộc EVN, điện lực Hải Phòng luôn luôn đi đầu trong việc giảm tổn thất điện năng. Năm 1998, tổn thất của Hải Phòng chỉ còn 8,42%, so với năm 1992 là 49,8% thì đây là một nỗ lực đáng ghi nhận. Ngoài điện lực Hải Phòng thì điện lực Nam Định cũng là một trong những đơn vị thực hiện tốt công tác giảm tổn thất đặc biệt là từ năm 1998 đến nay tổn thất của điện lực Nam Định thấp hơn so mặt bằng tổn thất chung của công ty. Trong giai đoạn 1991-1996, biện pháp chủ yếu mà công ty áp dụng là những biện pháp giảm tổn thất thương mại và đã thu được kết quả rất khả quan, đặc biệt giai đoạn 1993 – 1995, bình quân mỗi năm giảm khoảng 5%. Từ 1/6/1996 nhà nước điều chỉnh giá bán điện, đặc biệt là việc tính thêm mức giá bậc thang đối với các hộ sử dụng điện sinh hoạt – thành phần phụ tải chiếm tỷ trọng lớn nhất và gây nhiều tổn thất. Do có nhiều yếu tố tác động nên mặc dù đã có nhiều cố gắng, năm1996 đã không thực hiện được việc cải tạo hoàn thiện lưới điện hạ thế. Tuy nhiên năm 1996 tổn thất còn 12,3% giảm hơn so với năm 1995 là 3,35%. Trong giai đoạn từ năm 1996 đến nay, tổn thất điện năng liên tục giảm, tuy nhiên tốc độ giảm không còn nhiều như trước, mỗi năm chỉ giảm được khoảng 0,5%. Để đạt được kết quả này toàn Công ty cũng đã phải cố gắng rất nhiều, bởi vì trong giai đoạn này các biện pháp giảm tổn thất thương mại tuy còn nhiều việc phải làm nhưng những biện pháp chính, hiệu quả cao đã sử dụng hết, bảo hoà, phát huy hết tác dụng. Các biện pháp giảm tổn thất kỹ thuật như cải tạo lưới điện, chống quá tải các trạm biến áp, lắp đặt thêm các trạm bù để công suất phản kháng... thì đòi hỏi vốn đầu tư lớn. Mô hình tổ quản lý điện nông thôn đã phát huy được nhiều ưu điểm. Do gần dân, nắm vững địa bàn quản lý nên tổ đã sửa chữa hư hỏng kịp thời , đề xuất được nhiều biện pháp chống lấy cắp công tơ, ngăn chặn kịp thời việc khách hàng lấy cắp điện hoặc có hành vi phá hoại hệ thống đo đếm điện. Các trạm công cộng có tỷ lệ tổn thất cao mặc dù đã giảm nhưng vẫn ở mức 25% trở lên. Trong giai đoạn 1996 –2000 thì công ty chủ yếu đầu tư xây dựng mới lưới điện và bắt đầu từ đầu năm 2001, công ty đã đầu tư chống quá tải các trạm biến áp. Do được đầu tư cải tạo mở rộng nâng công suất và xây dựng mới các công trình chống quá tải lưới điện truyền tải 110-35 kV và lưới điện phân phối cộng với việc đầu tư trang thiết bị quản lý tiên tiến trong khâu đo lường, thí nghiệm và hiệu chỉnh công tơ nên các điện lực đã hoàn thành tương đối tốt chỉ tiêu điện thương phẩm và giảm tổn thất điện năng. Tóm lại: Giảm tổn thất điện năng là giảm chi phí mua điện đầu nguồn, tăng điện năng thương phẩm, tăng doanh thu.Vì vậy, trong 10 năm qua công ty điện lực I đã có những nỗ lực vượt bậc trong công tác giảm tổn thất điện năng và xây dựng, cải tạo hệ thống điện. Hiện nay, tổn thất của công ty tương đối thấp dưới 10% , tuy nhiên, con số này còn khá cao bởi vì ngày nay khi mà nhu cầu điện năng ngày càng tăng nhanh, trong khi đó các nguồn năng lượng sơ cấp như than đá, dầu, khí...để sản xuất ra điện ngày càng cạn kiệt và công tác bảo vệ môi trường ngày càng được chú trọng thì các biện pháp tiết kiệm ngày càng được chú ý đầu tư nhiều hơn. Ta biết rằng đầu tư cho tiết kiệm thì rất có hiệu quả, để tăng công suất nguồn lên 1kW thì chi phí đầu tư khoảng 1000USD, trong khi đầu tư để tiết kiệm được cũng 1kW công suất thì chỉ cần khoảng 200USD. Ngày nay các tổ chức bảo vệ môi trường thế giới, các tổ chức kinh tế sẵn sàng đầu tư hoặc cho vay ưu đãi để chúng ta đầu tư tiết kiệm năng lượng. Mặt khác, so với các công ty điện lực trên thế giới và khu vực Đông Nam á có địa hình tương tự công ty điện lực I như công ty điện lực PEA của Thailand tổn thất của họ chỉ khoảng 5-6% thì ta thấy rằng tiềm năng giảm tổn thất của công ty điện lực I là rất lớn. Vì vậy trong những năm tới công ty điện lực I cần có nhiều biện pháp hơn nữa, đặc biệt là các biện pháp giảm tổn thất kỹ thuật như chống quá tải các trạm biến áp, cải tạo lưới điện, vận hành kinh tế lưới điện và trạm biến áp để giảm tổn thất cần phải quy hoạch lại nguồn, lưới điện và làm tốt công tác dự báo nhu cầu phụ tải để có kế hoạch phát triển hệ thống điện một cách đồng bộ, có hiệu quả. II.2 -Tổn thất điện năng qua các quý trong năm Bảng II.3-Bảng tổng hợp chỉ tiêu tổn thất năm 2001 Chỉ tiêu Quý I Quý II Quý III Quý IV Cả năm Điện nhận 1803 1961 1920 1840 7526 Điện thương phẩm 1624 1747 1771 1730 6850 Điện tổn thất 179 214 149 110 676 Tỷ lệ tổn thất 9,97 11,4 8,23 6,37 8,99 Tỷ lệ TT phân phối 7,00 7,54 6,47 3,32 6,10 Tỷ lệ tổn thất 110kV 3,00 3,75 1,77 3,08 2,89 (Nguồn: Phòng kinh doanh-CTĐL I) Tổn thất điện năng xảy ra ở tất cả các thời điểm trong năm nhưng tỷ lệ tổn thất xảy ra giữa các quý là không đều đặn. Điện năng cung cấp và tiêu thụ của các thành phần phụ tải khác nhau biến đổi theo từng thời kỳ: điện cho sinh hoạt tăng cao vào vào dịp lễ, tết, mùa hè do thời tiết nắng nóng nên nhu cầu dùng điện để quạt mát, dùng tủ lạnh nhiều hơn , điện cho nông nghiệp cũng cần nhiều vào mùa hè để chống hạn, mùa mưa để chống úng.... Do đó, cần nắm chắc đặc điểm này để quản lý điện năng tốt hơn. Qua bảng *** trên ta thấy, tỷ lệ tổn thất điện năng của quý II là cao nhất lên đến 11,7% và tỷ lệ tổn thất quý IV là thấp nhất trong năm, chỉ có 6,37%. ã Tỷ lệ tổn thất quý II tăng lên cao một phần do nhu cầu sử dụng điện thời kỳ này rất lớn. Quý II là thời gian sau Tết, các doanh nghiệp bắt đầu một chu kỳ sản xuất mới, sản lượng điện tiêu thụ tăng lên. Điện cần cho sinh hoạt cũng bắt đầu tăng lên do yếu tố thời tiết, ít nhiều gây tới tâm lý hộ sử dụng. Mặt khác, thời gian này, các biện pháp giảm tổn thất điện năng mới được xây dựng và thực hiện, chưa phát huy được hiệu quả. Do đó , sản lượng điện nhận, điện thương phẩm và tổn thất của quý II là cao nhất trong năm. ã Tỷ lệ tổn thất quý IV giảm thấp nhất trong năm. Thời kỳ này, 2 thành phần phụ tải chủ yếu là phụ tải công nghiệp và phụ tải sinh hoạt đều giảm nhu cầu tiêu thụ, điện cho nông nghiệp cũng giảm thấp. Do vậy, lượng điện tổn thất cũng giảm. Hơn nữa trong quý IV, hầu hết các công trình cải tạo lưới điện đều được hoàn thành, công tác kiểm tra sử dụng điện cũng được đẩy mạnh, do đó việc quản lý điện đạt kết quả tốt. Nhờ vậy quý IV có tỷ lệ tổn thất thấp nhất trong năm mặc dù lượng điện nhận đầu nguồn không phải là thấp . II.3- Tổn thất điện năng của các điện lực Bảng II.4 - Tổn thất điện năng (%) của các điện lực TT Tên điện lực 1998 1999 2000 2001 1 Nam Định 7,77 7,69 7,52 7,09 2 Phú Thọ 7,77 7,45 6,90 6,90 3 Quảng Ninh 8,63 8,70 8,32 7,59 4 Thái Nguyên 10,24 6,95 7,30 7,52 5 Bắc Giang 9,33 7,10 5,24 5,90 6 Hải Dương 8,64 8,10 6,53 6,53 7 Thanh Hóa 9,44 8,36 8,23 6,98 8 Hà Tây 8,97 7,88 7,9 7,79 9 Thái Bình 8,35 7,70 7,10 7,84 10 Yên Bái 8,74 10,84 8,57 7,57 11 Lạng Sơn 14,18 10,64 7,80 7,85 12 Tuyên Quang 13,07 8,39 8,51 8,06 13 Nghệ An 9,29 8,65 7,70 7,63 14 Cao Bằng 8,10 10,64 9,35 8,32 15 Sơn La 10,21 8,98 7,88 7,28 16 Hà Tĩnh 9,44 11,52 9,13 10,04 17 Hoà Bình 15,73 10,80 10,87 8,14 18 Lào Cai 11,82 9,38 8,55 8,39 19 Lai Châu 10,31 9,29 8,60 8,40 20 Hà Giang 17,47 9,35 8,86 6,89 21 Ninh Bình 11,30 7,95 7,98 7,67 22 Bắc Ninh 10,09 6,46 6,17 5,72 23 Hưng Yên 8,73 8,84 8,61 7,86 24 Hà Nam 11,41 4,49 6,90 6,81 25 Vĩnh Phúc 8,39 7,57 7,33 6,89 26 Bắc Cạn 8,80 10,06 9,60 5,84 Công ty 11,17 10,53 9,47 8,99 (Nguồn: Phòng kinh doanh- CTĐL I) Qua biểu II.3, ta thấy tỷ lệ tổn thất ở các điện lực đều giảm theo các năm. Tiêu biểu là điện lực Hà Giang, từ 17,47 % năm 1998 xuống còn 6,89% năm 2001. Các điện lực Lạng Sơn, Hoà Bình, Hà Nam cũng thu được kết quả tốt. Lạng Sơn từ 14,18% năm 1998 xuống 7,8 năm 2000, Hoà Bình từ 15,73 % xuống còn 8,14% ... Tuy nhiên, còn có một số điện lực tỷ lệ tổn thất giảm ít thậm chí còn tăng theo các năm (Điện lực Hà Tĩnh). Các điện lực như điện lực Nam Định luôn có tổn thất nhỏ hơn mặt bằng chung của toàn công ty. Trong năm 1998, khi mà tổn thất của công ty còn khá cao là 11,7 % thì tổn thất của điện lực Nam Định chỉ là 7,77% tức là nhỏ hơn 4%, từ đó đến nay tổn thất của Nam Định luôn ổn định và giảm, năm 2001 là 7,09%. Trong quá trình nghiên cứu về tổn thất không thể chỉ dựa vào tỷ lệ tổn thất hiện tại để đánh giá kết quả mà còn phải tuỳ vào địa hình, đời sống của người dân và tình trạng lưới điện hiện có của điện lực đó. Chẳng hạn, điện lực của một số tỉnh miền núi như Cao Bằng, Hà Giang ...thì dân cư rất thưa thớt, ít phụ tải công nghiệp nên công tác giảm tổn thất sẽ gặp nhiều khó khăn hơn so với các điện lực khác như Hải Dương, Hà Tây, Ninh Bình... Tóm lại: Tỷ lệ tổn thất của các nghành điện giảm dần, tỷ lệ giảm nhiều hay ít một phần tuỳ thuộc vào đặc điểm tình hình cụ thể từng điện lực. Nhưng qua đó cũng cho thấy cố gắng chung của toàn CBCNV Công ty điện lực I trong công tác kinh doanh, thực hiện giảm tổn thất điện năng. II.4 ảnh hưởng của quản lý khách hàng đến tổn thất Công ty Điện lực I bán điện cho 27 tỉnh miền Bắc (từ Hà Tĩnh trở ra, không kể Thành phố Hà Nội) và đến năm 1999 CTĐLI chỉ còn bán điện cho 26 Tỉnh (Thành phố Hải Phòng do Công ty ĐL Hải Phòng bán điện). Kinh doanh điện năng ngoài việc phục vụ các nhu cầu sản xuất, kinh doanh, phát triển kinh tế còn phải thoả mãn nhu cầu sinh hoạt của mọi tầng lớp nhân dân, đảm bảo trật tự an toàn xã hội, phục vụ công tác tuyên truyền các chủ trương chính sách của Đảng và Nhà nước. Phương thức kinh doanh của Công ty là bán điện thông qua hợp đồng mua bán điện với khách hàng, do hai bên thoả thuận. Lượng điện năng tiêu thụ hàng tháng của khách hàng được căn cứ vào chỉ số của công tơ đo đếm điện. Hiện tại, hầu hết các khách hàng mua điện của Công ty Điện lực I đều được lắp công tơ và ký hợp đồng dùng điện. Ngoài ra, công ty còn có một số lượng lớn các khách hàng gián tiếp tức là những khách hàng mua điện của công ty thông qua các cai thầu. Đối tượng này chủ yếu là ở các vùng sâu, vùng xa công ty chưa có điều kiện để đầu tư lưới điện về từng hộ gia đình mà chỉ đưa điện về trong vùng sau đó dân tự xây dựng lấy lưới điện về tận hộ gia đình. Mặc dầu đây chủ yếu là người có thu nhập thấp, đời sống còn gặp nhiều khó khăn nhưng do thông qua cai thầu nên họ mua điện với giá khá cao so với giá bán điện bình quân của công ty nhưng ngược lại giá bán điện bình mà công ty bán cho đối tượng này là rất thấp. Nguyên nhân chủ yếu của nghịch lý trên là do lưới điện phân phối đến từng hộ gia đình quá kém, dẫn đến tổn thất điện năng rất lớn và người dân phải trả tiền cho lượng điện năng tổn thất này. Do đó, trong thời gian qua và trong thời gian tới, nhiệm vụ của công ty là phải tập trung xây dựng lưới điện ở các vùng nông thôn tiến tới xoá bỏ cai thầu điện dẫn đến lượng điện năng tổn thất giảm một cách đáng kể và góp phần giảm giá bán điện cho nhân dân Qua hình vẽ II.3 ta thấy rằng số lượng khách hàng của công ty liên tục tăng. Năm 1998 là 495.714 nhưng đến năm 2001 số lượng khách hàng đã là 744.084. Để thuận tiện cho công tác quản lý và tính toán các chỉ tiêu, khách hàng của Công ty được phân loại theo một số các tiêu thức khác nhau: Theo đơn vị hành chính Theo thành phần phụ tải Theo chủ thể hợp đồng Theo nguồn cấp điện. Trong đồ án này chỉ đi sâu phân tích ảnh hưởng của khách hàng theo thành phần phụ tải Theo đơn vị hành chính: Tổng thể khách hàng của Công ty được chia thành các đơn vị tỉnh, thành, bao gồm 26 điện lực như đã trình bày ở trên. Mỗi điện lực chịu trách nhiệm bán điện, cung cấp sửa chữa sự cố cho khách hàng nằm trên địa bàn mình quản lý. Nhìn vào bảng II.5 ta thấy tỷ trọng điện thương phẩm giữa các điện lực rất không đều nhau. Một số điện lực như Thanh Hoá (12,06%), Hà Tây(9,31%), Hải Dương(8,49%), Nghệ An (6,60%) chiếm tỷ trọng rất cao nhưng ngược lại có một số điện lực như Bắc Cạn (0,26%), Hà Giang (0,41%), Lai Châu (0,42%), Cao Bằng (0,60%)...lại chiếm tỷ trọng rất thấp, chỉ chưa đến 1%. Nguyên nhân của tình trạng này là các tỉnh có sản lượng điện thương phẩm cao là những tỉnh có số mật độ dân số cao, đời sống khá ổn định và có phụ tải công nghiệp lớn. Ngược lại các tỉnh có sản lượng điện thương phẩm thấp là những tỉnh miền núi, điện chưa về hết với các vùng thôn bản, hoặc có điện thì do đời sống còn khó khăn nên nhu cầu tiêu thụ điện rất thấp. Bảng II.5- Tỷ trọng theo điện năng thương phẩm của các điện lực Tên điện lực Năm 2000 Năm2001 SL điện năng thương phẩm (tr kWh) Tỷ trọng (%) SL điện năng thương phẩm (tr kWh) Tỷ trọng (%) Nam Định 352.481 6,0 401.018 5,85 Phú Thọ 339.712 5,74 349.376 5,1 Quảng Ninh 390.121 6,6 455.171 6,64 Thái Nguyên 380.724 6,4 443.535 6,47 Bắc Giang 204.568 3,5 255.636 3,73 Hải Dương 542.840 9,2 581.375 8,49 Thanh Hóa 656.285 11,1 825.940 12,06 Hà Tây 546.013 9,2 637.491 9,31 Thái Bình 271.421 4,6 298.618 4,36 Yên Bái 80.289 1,4 94.095 1,37 Lạng Sơn 82.123 1,4 92.523 1,35 Tuyên Quang 75.007 1,3 88.364 1,29 Nghệ An 394.817 6,7 453.095 6,60 Cao Bằng 32.650 0,6 38.271 0,60 Sơn La 55.818 0,9 62.991 0,92 Hà Tĩnh 128.595 2,2 152.974 2,23 Hoà Bình 76.315 1,3 89.847 1,31 Lào Cai 58.951 1,0 112.884 1,65 Lai Châu 24.016 0,4 28.777 0,42 Hà Giang 31.268 0,5 37.813 0,41 Ninh Bình 171.667 2,9 189.539 2,77 Bắc Ninh 299.696 5,1 399.420 5,83 Hưng Yên 183.181 3,1 211.978 3,10 Hà Nam 146.528 2,5 279.573 4,08 Vĩnh Phúc 200.785 3,4 252.211 3,68 Bắc Cạn 13.914 0,2 17.483 0,26 Công ty 5.920.930 100 6.849.998 100 (Nguồn: Phòng kinh doanh- CTĐL I) Theo thành phần phụ tải. Khách hàng dùng điện được phân loại thành 5 nhóm có sự tương đồng về mục đích sử dụng điện. Ngoài ra trong mỗi thành phần còn được chia ra khách hàng trong nước và khách hàng là liên doanh với nước ngoài hoặc nước ngoài. Thành phần dân dụng, sinh hoạt chiếm 95,8% tổng số lượng khách hàng, trong đó chủ yếu là điện tiêu thụ cho các hộ gia đình. Đây là thành phần phụ tải phức tạp nhất không những trong việc cung cấp điện năng mà còn cả ý thức sử dụng điện của khách hàng. Chính vì thế, đây là thành phần gây nhiều tổn thất nhất ( chủ yếu là tổn thất thương mại) cho ngành điện. Số lượng khách hàng theo các thành phần phụ tải còn lại có thể nói là không đáng kể, phần lớn các khách hàng đều mua trực tiếp từ lưới truyền tải như xi măng Bỉm Sơn, Xi măng Hoàng Thạch... nên tổn thất kỹ thuật rất thấp và hầu như không có tổn thất thương mại. Đặc biệt thành phần công nghiệp, cùng với sự gia tăng của đầu tư nước ngoài, sự hình thành các khu công nghiệp tập trung, nên sản lượng điện tiêu thụ rất lớn và ngày càng tăng lên đáng kể. Bảng II.6 : Số lượng khách hàng theo thành phần phụ tải năm 2000 TT Thành phần phụ tải Số lượng Tỷ trọng (%) Trong nước LD NN Tổng 1 Nông lâm ngư nghiệp 1713 5 1718 0.3 2 Công nghiệp, xây dựng 13620 90 13710 2.1 3 Thương nghiệp, dịch vụ 5538 14 5552 0.9 4 Quản lý, tiêu dùng 620321 12 620333 95.9 5 Hoạt động khác 5743 0 5743 0.9 Tổng 646935 121 647056 100 ()( (Nguồn:Phòng kinh doanh-CTĐL I))()hhhh() Bảng II.7 : Sản lượng điện thương phẩm theo thành phần phụ tải năm 2000 TT Thành phần phụ tải SL thương phẩm kWh Tỷ trọng (%) 1 Nông, lâm, ngư nghiệp 254.293.522 4,3 2 Công nghiệp, xây dựng 2.128.339.491 35,9 3 Thương nghiệp, dịch vụ 60.267.331 1,0 4 Quản lý, tiêu dùng 3.324.220.153 56,1 5 Hoạt động khác 153.809.386 2,6 Tổng cộng 5.920.929.883 100 (Nguồn:Phòng kinh doanh-CTĐL I) )(Quản lý, tiêu dùng Việt Nam cũng như các nước phát triển khác trong khu vực, nhu cầu sử dụng điện năng trong khu vực quản lý tiêu dùng chiếm tỷ trọng khá lớn trong tổng điện năng thương phẩm của hệ thống. Do tập quán học tập, sinh hoạt và giải trí, như cầu này thường tập trung vào khoảng thời gian từ 17h-22h hàng ngày. Về mặt địa lý nước ta lại nằm trong cùng một múi giờ nên hiện tượng này lại càng rõ nét. Qua hai hình vẽ II.4, II.5 và hai bảng II.6, II.7 ở trên ta thấy số lượng khách hàng là quản lý của công ty điện lực I chiếm tỷ trọng rất lớn (95,9%) và sản lượng điện thương phẩm của thành phần này cũng chiếm cao nhất 56,1% . Đây là thành phần phức tạp trong quản lý cũng như việc gây ra nhiều tổn thất điện năng, đặc biệt là tổn thất thương mại bởi do hiện tượng câu móc điện và đây cũng chính là thành phần làm cho đồ thị phụ tải chênh lệch giữa Pmax và Pmin lớn nhất bởi do phụ tải chủ yếu tập trung vào buổi tối từ khoảng 19-22 h , trong khi đó khoảng thời gian từ 0- 6 h thì không sử dụng làm cho đồ thị phụ tải ngày đêm nhấp nhô. Công nghiệp, xây dựng Công nghiệp nước ta đang cố gắng tạo đà để thoát khỏi sự lạc hậu. Trong những năm qua, một số ngành công nghiệp đã phục hồi và phát triển. Đa số các ngành đều sử dụng nhiều năng lượng điện rất lớn, đặc biệt là các ngành Luyên kim, Hoá chất...Nhu cầu điện năng phục vụ cho ngành công nghiệp dự báo tăng 3,5 lần vào năm 2010 so với năm 2000. Hiện nay, các nhà máy và xí nghiệp lớn đã sử dụng tới gần 50% tổng điện năng tiêu thụ trong ngành công nghiệp. Đối với công ty điện lực I, thành phần công nghiệp xây dựng chỉ chiếm 2,1% số lượng khách hàng nhưng họ lại chiếm đến 35,9% sản lượng điện năng thương phẩm của toàn công ty. Đây là một thành phần khách hàng rất có lợi cho công ty trong việc quản lý cũng chỉ tiêu giảm tổn thất điện năng bởi vì sản lượng tiêu thụ của họ lại rất lớn, tập trung nên thuân lợi trong việc cung cấp điện cũng như giảm tổn thất bởi vì thông thường lưới cung cấp điện cho thành phần này chủ yếu là lưới trung thế , thậm chí có một số khách hàng lớn như xi măng Bỉm Sơn, Hoàng Thạch, Nghi Sơn, Bút Sơn, nhà máy giấy Bãi Bằng...mua điện trực tiếp từ lưới truyền tải 110 kV nên tổn thất kỹ thuật rất thấp và tổn thất thương mại hầu như không có nên tổn thất không đáng kể. Mặt khác, họ chủ yếu sản xuất suốt ngày nên công suất tiêu thụ của họ chủ yếu là ở nền của đồ thị phụ tải và tỷ số Pmin/Pmax rất cao. Ngoài những khách hàng lớn mua điện trực tiếp từ lưới truyền tải 110 kV như trên còn có những khách hàng như một số nhà máy dệt, nhà máy phân đạm Hà Bắc, một số trạm bơm nông nghiệp lớn mua điện từ lưới trung áp nên tỷ lệ tổn thất của các khách hàng này tương đối nhỏ Tuy nhiên, các nhà máy và xí nghiệp ở nước ta có trang thiết bị lạc hậu, đã xuống cấp nghiêm trọng, hiệu suất thấp và làm việc ở chế độ cosj nhỏ.Vì vậy, công ty phải yêu cầu khách hàng phải lắp đặt các tụ bù để giảm công suất phản kháng. Trong vài năm gần đây do ảnh hưởng của cuộc khủng hoảng kinh tế khu vực, công nghiệp ở 26 tỉnh phía Bắc bị suy giảm, năm 1998 sản lượng điện năng dùng cho công nghiệp chỉ bằng 99,69% năm 1997. Nhà máy phân đạm Hà Bắc không mua điện từ quý 2 năm 1998, các mỏ thuộc ngành than từ quý 2 năm 1999 giảm 20 – 30% sản lượng điện so với cùng kỳ năm trước, đến nay chưa có dấu hiệu phục hồi. Trong năm 2000, bằng mọi biện pháp khắc phục tình trạng quá tải các trạm 110KV và các trạm trung gian 35KV, tính đến cuối năm 2000, về cơ bản chương trình này đã được giải quyết. Do tăng cường nguồn từ các trạm 110KV, việc phục vụ phát triển khách hàng nhanh, đặc biệt là các khách hàng lớn, khả năng phục hồi sản xuất của các xí nghiệp xi măng tốt nên mặc dù một số xí nghiệp giảm 1 phần điện mua của Công ty như: Công ty Dệt nhuộm PANGRIM, Công ty giấy Bãi Bằng nhưng Công ty vẫn đảm bảo việc cấp điện cho các phụ tải ở mức cao ( thương phẩm đạt 5.920,08 triệu kWh ). Tăng so với kế hoạch Tổng Công ty giao ( 5.780 triệu kWh ) là 2,42% và tăng so với năm 1999 là 15,24% Nông, lâm, ngư nghiệp Đây là thành phần khách hàng chủ yếu sử dụng điện để phục vụ sản xuất như chống tiêu, chống úng, khai thác và chế biến lâm, hải sản. Tuy số lượng và sản lượng điện thương phẩm nhỏ nhưng đây là rất quan trọng bởi vì nước ta là nước nông nghiệp, do đó ngành điện phải có trách nhiệm cung cấp điện đầy đủ và tin cậy để phục vụ cho họ, đặc biệt là công tác tưới tiêu vì nó ảnh hưởng rất lớn đến đời sống của đại bộ phận bà con nông dân. Cũng như thành phần công nghiệp, xây dựng đây là thành phần tương đối thuận lợi trong việc cấp điện và tổn thất thấp vì phụ tải tập trung.và đồ thị phụ tải khá bằng phẳng. Tuy nhiên, phụ tải các trạm bơm thì theo mùa, đặc biệt là các trạm bơm chống úng, khi làm việc thì sử dụng hết công suất và thời gian nhưng sau đó thì rất ít khi được sử dụng. Vì vậy thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax nhỏ. Hệ số công suất của thành phần này rất thấp do sử dụng động cơ là chủ yếu. Thương nghiệp, dịch vụ Thành phần này chiếm một tỷ trọng ngày càng tăng trong nền kinh tế quốc dân và đã trở thành khách hàng quan trọng của ngành điện lực. Cùng với sự phát triển của nền kinh tế, đời sống xã hội ngày càng được nâng cao, đặc biệt trong xu thế hội nhập toàn cầu hoá thì thương nghiệp, dịch vụ ngày được chú trọng. Trong những năm qua ngành du lịch phát triển khá nhanh, lượng khách quốc tế đến nước ta ngày càng nhiều do đó hệ thống khách sạn, siêu thị ngày càng được mở rộng và nâng cao chất lượng. Số lượng trang thiết bị trong khu vực này tăng khá nhanh và nhu cầu điện năng tiêu thụ rất lớn. Đối với thành phần khách hàng này thì tổn thất cũng không lớn. Tuy nhiên, hiện nay, đối tượng này chiếm tỷ trọng nhỏ cả về số lượng khách hàng lẫn điện năng tiêu thụ, chỉ khoảng 1%. Hoạt động khác Chủ yếu là phục vụ cho chiếu sáng công cộng ở các đô thị và và nơi công cộng. Thành phần này chiếm tỷ trọng nhỏ (0,9%) trong tổng số khách hàng của công ty và chiếm 2,6% sản lượng điện thương phẩm. Đây là đối tượng ít gây tổn thất do đối tượng khách hàng là cơ quan nhà nước nên được đầu tư tốt và tổn thất thương mại hầu như không có. Theo chủ thể hợp đồng Được chia thành khách hàng cơ quan và khách hàng tư gia. Khách hàng cơ quan: Bao gồm các xí nghiệp sản xuất công nghiệp và tiểu thủ công nghiệp, các Công ty dịch vụ thương mại, các hợp tác xã sản xuất, HTX nông nghiệp, viện nghiên cứu, các trường học, bệnh viện ...Khách hàng cơ quan rất đa dạng, năng lượng điện được sử dụng cho nhiều mục đích khác nhau. Khách hàng tư gia: Năng lượng điện được sử dụng hoàn toàn cho mục đích sinh hoạt gia đình. Số lượng khách hàng tư gia chiếm tới 95,9% số lượng khách hàng của Công ty. Với một số lượng khách hàng lớn như vậy đòi hỏi Công ty phải có những biện pháp quản lý chặt chẽ về nhiều mặt vừa để cung cấp điện an toàn cho nhân dân vừa tăng doanh thu bán điện. Theo nguồn cấp điện. Khách hàng phiên 8 : Bao gồm toàn bộ những khách hàng được cấp điện sau các trạm biến áp thuộc tài sản của ngành điện (TBA công cộng), cả khách hàng cơ quan và khách hàng tư gia. Khách hàng phiên 9: đối với những khách hàng đặc biệt, khách hàng có sản lượng điện tiêu thụ lớn, ngành điện cho phép họ tự bỏ vốn đầu tư XD trạm biến áp riêng. Những khách hàng này tổn thất thương mại hầu như không có và rất thuận lợi cho công tác quản lý. Tóm lại: Khách hàng của Công ty Điện lực I trong những năm qua không ngừng tăng lên. Đây là một trong những thuận lợi cho ngành điện trong việc bán sản phẩm đến tận tay người tiêu dùng nhưng cũng đòi hỏi nhiều biện pháp quản lý chặt chẽ nhằm nâng cao hiệu quả kinh doanh bán điện, giảm tổn thất điện năng, tăng doanh thu bán điện cho Công ty. III.Tình hình thực hiện các biện pháp giảm tổn thất ở công ty điện lực I Để giảm tổn thất điện năng các điện lực cần phải chú trọng đến 2 vấn đề: tổn thất kỹ thuật và tổn thất thương mại. Để đạt được hai mục tiêu trên đòi hỏi các điện lực phải cải tiến quản lý kinh doanh bán điện, phân tích chính xác các nguyên nhân gây ra tổn thất kỹ thuật: do vận hành non tải, do vận hành điện áp thấp, do thiết bị đo đếm kém tin cậy, do lưới điện quá cũ nát. . . để có biện pháp khắc phục kịp thời. Đối với các tổn thất thương mại, biện pháp hữu hiệu là việc thường xuyên phối hợp với các cấp chính quyền địa phương để kiểm tra chống thất thoất điện năng. Kết hợp với công tác kiểm tra là củng cố, xây dựng đội ngũ thợ điện ngày càng trong sạch, có một tác phong người thợ điện lành mạnh, có chế độ thưởng phạt công bằng nghiêm minh trong việc thực hiện chỉ tiêu tổn thất điện năng. Các hoạt động chống tổn thất có thể được tiến hành trên toàn bộ hệ thống điện hoặc theo từng khu vực. Đồng thời cũng phải giám sát chặt chẽ tiến trình các hoạt động đó và phải có sự so sánh giữa kết quả đạt được với mục tiêu đã đặt ra. Những việc này có thể tiến hành theo năm, quý hoặc tháng. Trong thời gian qua, Công ty điện lực I đã tiến hành đồng bộ nhiều biện pháp nhằm giảm tổn thất điện năng. II.1 Giảm tổn thất kỹ thuật Tranh thủ sử dụng hiệu quả các nguồn vốn hoàn thiện hạ thế, đại tu để cải tạo, nâng cao chất lượng lưới phân phối, củng cố trạm biến áp và các tuyến dây, đảm bảo vận hành an toàn, liên tục và giảm tổn thất điện năng. Từng bước thực hiện cải tạo hệ thống lưới điện phân phối lên điện áp chuẩn 22KV. Vì cấp điện áp gồm nhiều hệ thống 6, 10, 20, 35KV gây khó khăn lớn trong quản lý vận hành và hạn chế rất nhiều khả năng linh hoạt cung cấp điện mỗi khi lưới bị sự cố . Trang bị công tơ vô công để theo dõi hệ số cosf của khách hàng, thực hiện chế độ phạt cosj đối với những khách hàng có hệ số cosj thấp để nhắc nhở khách hàng sử dụng đủ công suất thiết bị. Vận động khách hàng có tụ bù vận hành liên tục , hướng dẫn khách hàng sản lượng điện tiêu thụ cao, cosj thấp lắp đặt tụ bù. Kết hợp lịch cắt điện cao thế để vệ sinh công nghiệp, thí nghiệm định kỳ thiết bị và củng cố sửa chữa hạ thế để hạn chế thời gian mất điện. Hạ cường độ Ti hoặc thay công tơ trực tiếp cho phù hợp với công suất sử dụng của khách hàng. Tạm thời tách khỏi vận hành đối với các trường hợp sử dụng quá non tải, chống thất thoát điện năng. Thường xuyên cắt điện máy biến áp của các trạm bơm nước theo thời vụ của Công ty thuỷ nông vào những thời gian không bơm nước ra khỏi lưới để giảm tổn thất không tải. Đối với các đường dây cũ nát quá dài, tiến hành đóng cọc tiếp địa lặp lại, tổ chức cân đảo pha, xây dựng trạm biến áp chống tải giảm bán kính cấp điện trong phạm vi cho phép, năng công suất và tăng cường trạm hợp bộ cho trạm biến áp bị quá tải. Tình hình thực hiện cụ thể Giảm tổn thất điện năng trên lưới 110kV bằng biện pháp bù ngang giảm lượng công suất phản kháng tải trên đường dây. Đặc điểm của lưới điện thuộc Công ty điện lực I là nguồn điện ở xa trung tâm phụ tải. Các khu vực phụ tải lớn như Suppe Lâm Thao, gang thép Thái Nguyên, phân đạm Bắc Giang, các khu công nghiệp Việt Trì, Vinh, khu mỏ than Hồng Gai, Cẩm Phả. . .đều không có nguồn điện tại chỗ, do đó tổn thất điện năng trên lưới 110kV rất đáng kể. Lưới 110 kV tiết diện còn quá bé so với nhu cầu phụ tải, tiết diện dây là 120-185 và mật độ tải trên đường dây J ³ A/mm2, máy biến áp 110 kV hầu hết là loại có tổn hao lớn. Tổn thất công suất P của một đường dây được xác định qua công thức: Trong đó : P: công suất tác dụng tải trên đường dây. Q: công suất phản kháng tải trên đường dây. R: điện trở của đường dây U: điện áp trên đường dây Để giảm DP cần thực hiện 2 biện pháp là: Nâng cao điện áp đầu đường dây đến phạm vi cho phép trong vận hành. Theo quy định hiện hành tối đa là 110% điện áp định mức, biện pháp này phụ thuộc rất nhiều vào điều kiện vận hành của lưới. Giải pháp hữu hiệu nhất là giảm lượng công suất phản kháng Q tải trên đường dây, bằng cách đặt các bộ tụ bù ở cuối đường dây, biện pháp này cần được thực hiện ở một loạt trạm 110kV ở cuối đường dây dài như các trạm 110kV Mông Dương, Thái Nguyên, Hà Tĩnh, Lạng Sơn, Nam Định. . . thực chất các bộ tụ bù được đặt ở phía 6kV hoặc 10kV của các trạm biến áp 110kV nên không gây tốn kém đặc biệt. Hiện nay ở Công ty điện lực I biện pháp này chưa được quan tâm. Cần có tính toán phân tích và so sánh kinh tế để xác định lượng công suất phản kháng cần bù thích hợp cho các trạm. Giảm tổn thất điện năng trên lưới trung áp thông qua các biện pháp Xử lý kịp thời các trạm bị quá tải. Để tránh những sự cố bị cháy các máy biến áp trung gian do chế độ vạn hành quá tải kéo dài, công ty điện lực I đã đầu tư một số máy biến áp di động đặt sẵn trên xe để có thể hỗ trợ kịp thời cho các trạm biến áp bị quá tải hoặc bị sự cố. Từng bước chuyển đổi các lưới điện 6 và 10kV khi những lưới này đã hết khả năng tải lên 22kV nếu là mạng đô thị hoặc lên 35kV nếu là mạng nông thôn. Từ công thức trên cho ta thấy nếu nâng mức điện áp lên thì tổn thất điện năng sẽ giảm đi rất nhiều Bù công suất phản kháng trên lưới trung áp theo chế độ vận hành kinh tế của mạng điện. Điều này có ý nghĩa rất lớn vì ở lưới trung áp các đường dây có điện trở thuần R rất lớn, thành phần Q2R sẽ giảm đi đáng kể nếu giảm lượng Q Giảm tổn thất điện năng trên lưới hạ áp: Tổn thất điện năng trên lưới hạ áp chiếm tỷ lệ rất lớn do điện áp của mạng chỉ là 400V, mặt khác điện trở R của các đường dây hạ áp có gái trị rất cao. Để giảm tổn thất trên lưới hạ áp, công ty đã: Luôn chú ý tới công tác cải tạo lại lưới điện , đặt xen kẽ các trạm biến áp sao cho bán kính cung cấp của các đường dây hạ thế không quá 250m Loại bỏ những đường dây hạ áp chất lượng thấp do dùng dây dẫn có chất lượng thấp hoặc tiết diện quá nhỏ so với phụ tải của đường dây tải thay các mối nối không đạt tiêu chuẩn. Cân bằng phụ tải giữa ba pha để giảm tối thiểu dòng không cân bằng trong dây trung tính. Đối với lưới hạ áp việc kiểm tra độ cân bằng và tiến hành cân pha cần được kiểm tra hàng tháng. Bù công suất phản kháng ở các cấp điện áp không chỉ dẫn đến giảm tổn thất điện năng mà còn có tác dụng giảm mức quá tải đường dây và trạm biến áp, có trường hợp nhờ bù công suất phản kháng mà không cần đặt thêm máy biến áp hoặc đường dây mới Về mặt lý luận cũng như trên thực tế, cơ sở đầu tiên cho việc quản lý và phân phối điện an toàn, liên tục và đạt hiệu quả cao là việc xây dựng được một lưới điện đủ khả năng đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện của khách hàng. Việc hoàn thiện lưới điện không những nâng cao khả năng phân phối sản phẩm điện năng mà còn tạo điều kiện thuận lợi cho công tác giảm tổn thất điện năng trong truyền tải cũng như trong phân phối. Việc cải tạo và hoàn thiện lưới điện phải được tiến hành trên một quy hoạch tổng thể: cải tạo trạm, cải tạo đường dây cao thế đến cải tạo đường dây hạ thế, hòm bảo vệ công tơ, công tơ đo đếm điện, thậm chí đến từng đường dây sau công tơ cấp điện cho người tiêu dùng đều phải được tính toán cân nhắc để vừa bảo đảm hiệu quả kinh tế cao. Một nhiệm vụ rất quan trọng khi thực hiện cải tạo tại lại lưới điện là cần phải thay thế toàn bộ đường dây cấp bằng cáp vạn xoắn sẽ hạn chế được hiện tượng này, góp phần giảm tổn thất điện năng thương mại. Tuy nhiên, do việc đâu tư cải tạo lưới điện đòi hỏi một số vốn ban đầu lớn nên cần nghiên cứu đầu tư có trọng điểm cho các khu vực có tổn thất cao, hoặc cải tạo từng phần, cải tạo những thiết bị đã quá cũ kỹ lạc hậu nhằm đem hiệu quả sử dụng vốn cao nhất. Còn đối với khu vực dân cư mới được xây dựng, những khu vực lắp đặt mới được đầu tư hoặc bằng nguồn vốn của khách hàng thì nhất thiết phải tuân thủ các quy chuẩn về kỹ thuật cũng như kinh doanh hiện hành. Đối với những trạm biến áp cũ, cung cấp điện cho một số lượng dân cư lớn, đường dây đi qua các ngõ nhỏ và sâu, cần thiết phải tách trạm, phân tuyến quản lý và phân phối điện nhằm cung ứng điện được an toàn và đồng thời giảm được cả tổn thất kỹ thuật và thương mại. Một điều quan trọng khác trong hoạch định kế hoạch cải tạo lưới điện là tính khả thi của các đề án. Trong điều kiện nguồn vốn hạn hẹp, hiện nay nên đẩy nhanh tốc độ thực hiện các dự án vừa và nhỏ nhằm sớm đưa các khu vực được cải tạo vào sử dụng, đồng thời cũng là giải pháp để tăng nhanh vòng quay của vốn. Xét trên phương diện nghiên cứu tổng thể những yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả đầu tư cải tạo, hoàn thiện lưới điện thì cần tập trung đầu tư các dự án vừa và nhỏ, ở những khu vực có tổn thất cao (khả năng giảm tổn thất lớn), đồng thời có sản lượng điện năng tiêu thụ cũng như giá bán điện bình quân cao. Mặt khác, cần cải tiến thủ tục duyệt dự án, quyết toán dự án ... để đẩy nhanh tốc độ thực hiện các đề án thiết kế cải tạo lưới điện, nhanh chóng hoàn thiện lưới điện ngày càng tốt hơn. Giảm tổn thất không tải của máy biến áp: Công ty điện lực I quản lý 10376 trạm biến áp từ 110kV xuống với tổng công suất 4640MVA. Tuỳ theo vật liệu lõi từ và công nghệ chế tạo, máy biến áp này có tổn hao không tải từ 1 đến 5%. Nếu tính trung bình giá trị tổn hao không tải là 2% công suất máy biến áp thì tổng tổn hao không tải các máy biến áp là 92MW. Điện năng tổn thất máy biến áp được tính vào tổn thất điện năng của Công ty điện lực I, do đó công ty đã có các biện pháp thích hợp để giảm tổn thất này như: Không đặt các máy biến áp lớn khi phụ tải còn quá nhỏ. Cắt các máy biến áp không tải ra khỏi lưới khi điều kiện cho phép Điều chuyển các máy biến áp cho phù hợp với phụ tải ở các trạm bơm nông nghiệp có công suất máy biến áp từ 1000kVA trở lên, công ty đặt thêm 1 máy biến áp nhỏ phục vụ cho tự dùng của trạm bơm, để có thể cắt máy biến áp chính ra khỏi lưới trong giai đoạn ngoài thời vụ bởi vì ở các trạm bơm Thay các máy biến áp có tuối cao, có tổn hao không tải quá lớn , bằng những máy biến áp mới được sản xuất bằng vật liệu và công nghệ hiện đại, tổn thất không tải nhỏ. Điều hoà đồ thị phụ tải để giảm tổn thất điện năng: Như chúng ta đã biết trong đồ thị phụ tải của ngành điện, phụ tải sinh hoạt chiếm tỷ trọng lớn, đặc biệt đối với Công ty điện lực I năm 2000 phụ tải của khu vực này chiếm 56,2% so với phụ tải công nghiệp 34,43% nên phụ tải thấp điểm (Pmin) rất nhỏ so với phụ tải đỉnh (Pmax).Tỷ số Pmin/Pmax chỉ bằng 0,359 (Biểu II.9) . Tình trạng này dẫn đến hàng loạt thiết bị quá tải vào giờ cao điểm làm tăng tổn thất công suất. Thực hiện điều hoà đồ thị phụ tải, giảm Pmax, tăng Pmin sẽ dẫn đến giảm tổn thất điện năng trên lưới. Muốn thực hiện tốt mục tiêu này cần làm tốt chương trình quản lý nhu cầu thường gọi là DSM. Một trong những biện pháp là tiến hành lắp đặt công tơ điện tử 3 giá cho những khách hàng có sản lượng điện tiêu thụ lớn để khuyến khích khách hàng tích cực dùng điện vào giờ thấp điểm, hạn chế dùng vào giờ cao điểm nhằm san bằng đồ thị phụ tải ngày đêm. (Bảng II.8) Ta biết rằng, suất chi phí giữa hai thời kỳ cao điểm và ngoài cao điểm là hoàn toàn khác nhau. Trong thời kỳ cao điểm tất cả các thiết bị đều được huy động và đều làm việc đầy tải, do đó nếu tăng nhu cầu vào thời điểm này buộc hệ thống phải tăng năng lực sản xuất của các nhà máy có chi phí nhiên liệu cao như các cụm tua bin khí. Vì vậy chi phí để sản xuất ra 1kWh trong giờ cao điểm sẽ cao hơn giờ khác. Vì vậy: Nếu nhu cầu phụ tải đòi hỏi vào kỳ cao điểm thì đơn giá bán phải thể hiện cả phần chi phí cố định và chi phí biến đổi của loại thiết bị được sử dụng để thoả mãn nhu cầu phụ tải ở thời kỳ cao điểm này. Nếu nhu cầu phụ tải yêu cầu tại thời kỳ ngoài cao điểm thì đơn giá chỉ bao gồm phần chi phí biến đổi của thiết bị làm việc ở phần nền đồ thị phụ tải. Mà ở phần nền là các nhà máy điện nguyên tử, nhiệt điện làm việc có chi phí nhiên liệu rất thấp. Vì vậy, giá bán trong thời kỳ này sẽ rất thấp. Nếu phụ tải yêu cầu trong suốt cả năm thì đơn giá phải bao gồm cả phần chi phí cố định và chi phí biến đổi của thiết bị làm việc ở phần nền. Bảng II.8 Sản lượng điện bán theo thời gian Tên điện lực Tổng SL Bán không thời gian Bán theo thời gian BT CĐ TĐ Nam Định 532.480.671 321.253.029 19.082.860 4.378.081 7.766.701 Phú Thọ 339.741.953 141.205.893 115.944.788 31.422.463 51.138.805 Quảng Ninh 390.120.815 233.425.866 90.825.948 24.387.439 41.481.562 Thái Nguyên 380.723.741 235.073.075 87.327.743 5.698.135 52.624.788 Bắc Giang 204.568.034 179.761.524 14.590.479 3.075.169 7.140.682 Hải Dương 542.840.240 280.198.406 153.455.217 35.551.393 73.635.224 Thanh Hóa 656.285.049 379.451.759 116.119.977 45.550.678 65.162.635 Hà Tây 546.013.517 476.242.564 45.932.690 8.708.245 15.130.018 Thái Bình 271.420.951 250.936.414 12.794.805 2.826.840 4.862.892 Yên Bái 80.288.887 56.283.000 20.605.591 775.259 2.625.037 Lạng Sơn 82.123.045 75.678.564 4.003.219 782.372 1.658.890 Tuyên Quang 75.007.250 69.437.215 3.332.355 782.666 1.455.014 Nghệ An 398.990.037 374.245.518 15.594.571 2.375.894 6.774.054 Cao Bằng 32.650.624 31.437.784 689.730 161.630 361.480 Sơn La 55.818.120 52.684.060 2.004.571 272.966 856.523 Hà Tĩnh 128.595.394 124.302.714 2.850.207 447.596 994.877. Hoà Bình 76.315.248 70.241.769 4.235.052 419.033 1.419.394 Lào Cai 102.972.777 46.520.049 33.595.085 7.391.440 15.466.203 Lai Châu 24.016.029 23.621.949 255.896 19.220 118.964 Hà Giang 31.267.949 29.036.305 1.389.444 235.460 616.740 Ninh Bình 171.667.295 128.070.593 27.731.480 2.675.773 13.189.449 Bắc Ninh 340.735.604 268.881.718 42.699.801 10.743.643 18.410.442 Hưng Yên 183.181.202 175.472.046 5.126.849 841.202 1.741.105 Hà Nam 238.436.800 121.766.112 69.645.887 17.277.787 29.747.014 Vĩnh Phúc 200.784.608 169.777.572 22.606.754 3.388.294 5.011.988 Bắc Cạn 13.914.043 13.914.043 0 0 0 Công ty 5.920.929.883 4.328.919.545 962.430.999 210.188.678 419.390.661 (Nguồn: Phòng kinh doanh-CTĐL I) II.2 Giảm tổn thất thương mại Củng cố, xây dựng đội ngũ CBCNV làm công tác kinh doạnh bán điện có ý thức trách nhiệm cao, trình độ chuyên môn, nghiệp vụ giỏi. Tổ chức tập huấn quy trình kinh doanh cho CBCNV theo hệ thống quy trình kinh doanh bán điện do Công ty ban hành. Tăng cường giáo dục CBCNV kết hợp với công tác kiểm tra trách nhiệm trong quản lý. Xử lý nghiêm các trường hợp tiêu cực với khách hàng. Nâng cao ý thức kỷ luật lao động, ý thức tiết kiệm điện. Hiện nay các thiết bị đo đếm điện năng (công tơ, TU,TI) mà Công ty quản lý rất đa dạng và phức tạp. Có nơi, đó là tài sản của Công ty, có nơi đó là tài sản của khách hàng. Đối với khách hàng tư gia dùng công tơ 1 pha, sản lượng điện tiêu thụ chính là chỉ số thể hiện trên công tơ. Nhưng đối với những khách hàng lớn, khách hàng cơ quan dùng điện qua công tơ 3 pha, có sử dụng TU, TI thì hệ số nhân đôi khi rất lớn. Sự sai lệch hệ số nhân là nguyên nhân dẫn đến tổn thất điện năng. Do đó, Công ty phải thường xuyên kiểm tra, rà soát các khách hàng mua điện, đối chiếu thực tế công tơ,TU,TI với số liệu sổ sách đang quản lý thu tiền. Những trường hợp có nghi ngờ phải tiến hành thử nghiệm, kiểm định lại các thiết bị đo đếm. Các Điện lực thực hiện nghiêm túc việc ghi chỉ số công tơ theo đúng phiên qui định của Công ty. Các công nhân ghi chỉ số phải đảm bảo ghi đủ số lượng công tơ trong phạm vi mình quản lý để không bỏ sót điện năng thương phẩm. Phát hiện kịp thời những công tơ bị mất, chết hoặc cháy thay ngay công tơ khác đảm bảo đủ tiêu chuẩn vận hành nhằm đảm việc đo đếm điện năng được liên tục.Hoặc phát hiện công tơ có biểu hiện không bình thường như chạy chậm, chạy không đều, không lên chỉ số... thì kịp thời đưa công tơ đi kiểm tra, hiệu chỉnh lại. Tuyên truyền giáo dục ý thức sử dụng điện trong nhân dân. Thực tế cho thấy trong khách hàng sử dụng điện hiện nay, hiện tượng ăn cắp điện còn nhiều, chưa tự giác trong việc bảo vệ thiết bị điện. Ngành điện cần thông qua các phương tiện thông tin đại chúng như đài, báo , vô tuyến để tuyên truyền giáo dục trong nhân dân nhằm nâng cao ý thức, nâng cao trình độ dân trí và nếp sống văn minh của các hộ tiêu dùng điện. Như vậy,sẽ không còn hiện tượng ăn cắp điện dưới mọi hình thức và tỷ lệ tổn thất sẽ được giảm xuống mức thấp nhất. Kiểm tra xử lý vi phạm sử dụng điện là khâu cuối cùng của quá trình quản lý khách hàng mua điện nhằm đảm bảo quản lý chặt chẽ việc sử dụng điện của khách hàng, tránh thất thoát điện năng. Khách mua điện của Công ty thuộc nhiều thành phần khác nhau. Do đó công tác kiểm tra sử dụng điện là một khâu cần thiết, tất yếu trong kinh doanh điện năng. Hơn nữa, công tác này đòi hỏi phải tiến hành thường xuyên, liên tục mới duy trì được kết quả như mong muốn. Kiểm tra sử dụng điện và xử lý vi phạm sử dụng điện là một công việc phức tạp và được tiến hành theo đúng pháp luật qui định. Thông qua công tác này mà ngành điện truy thu lại được phần điện năng đã thất thoát và cũng có tác dụng cảnh báo đối với những khách hàng khác đang hoặc có ý định sẽ ăn trộm điện. Phòng ngừa khách hàng ăn trộm điện bằng cách: Bọc kín những đường dây hạ thế, bọc kín các nhánh dây dẫn vào công tơ. Biện pháp này tỏ ra rất hữu hiệu trong những năm đầu thập kỷ 90. Chống mất cắp điện bằng cách đưa công tơ vào hộp và treo ở nơi thích hợp. Dùng mạng tin học (Hình vẽ ***) quản lý các công tơ đầu nguồn và công tơ bán điện cho các khách hàng lớn. Kỹ thuật và công nghệ hiện nay cho phép thực hiện ý đồ trên với chi phí không quá tốn kém mà hiệu quả thu được lại khá cao, tránh được những sai sót do vô tình hay cố ý khi ghi chỉ số công tơ của những khách hàng lớn. Các biện pháp quản lý: Thực hiện nghiêm túc lịch thay định kỳ công tơ, củng cố hộp công tơ. Kiểm tra, rà soát lại lịch ghi chỉ số công tơ của các điện lực trên cơ sở của quy định của quy trình kinh doanh. Kiểm tra công tơ định kỳ phát hiện các bất thường Phân lưới hạ thế thành những sector, tính toán điện năng đầu vào và đầu ra từng sector để phát hiện những nơi nghi ngờ có hiện tượng lấy cắp điện hoặc công tơ bất thường Thanh tra chống ăn cắp điện. . . Công tơ điện tử đầu nguồn Công tơ điện tử khách hàng lớn Công tơ điện tử đầu nguồn Công tơ điện tử kháchhàng lớn Modem Bộ phối ghép Modem Modem Modem Bộ phối ghép Máy tính chủ Hình II.6 - Sơ đồ nguyên lý các công tơ được quản lý băng mạng truyền số liệu III. Những vấn đề còn tồn tại trong công tác giảm tổn thất Tuy trong những năm vừa qua, tập thể CBCNV của công ty điện lực I đã cố gắng phấn đấu để đưa tỷ lệ tổn thất của công ty từ 30% trong những năm 90 xuống chỉ còn 8,99% trong năm 2001 vừa qua. Trong giai đoạn từ năm1995-1998, công ty chủ yếu thực hiện các biện pháp giảm tổn thất thương mại. Các biện pháp kỹ thuật chủ yếu là cải tạo và xây dựng mới hệ thống lưới điện trung thế và hạ thế. Trong hai năm gần đây công ty đã có nhiều biện pháp khắc phục tình trạng quá tải các trạm 110 kV và trạm trung gian 35 kV và đã thu được những kết quả khả quan, góp phần hạ thấp tỷ lệ tổn thất trong toàn công ty. Công tác đầu tư xây dựng đã đáp ứng được nhiệm vụ phục vụ sản xuất kinh doanh, đồng thời đã đưa điện về các xã vùng sâu, vùng xa phục vụ nhu cầu sử dụng điện cho sinh hoạt của nhân dân đặc biệt là đồng bào dân tộc miền núi, góp phần tuyên truyền các chủ trương, chính sách của Đảng, nhà nước và tăng sản lượng điện thương phẩm, tăng doanh thu cho công ty. Bên cạnh những thành tích đã đạt được công ty còn gặp một số khó khăn và hạn chế sau: Khó khăn: Cơ sở vật chất tuy đã được cải tạo nâng cấp rất nhiều trong những năm gần đây nhưng nhiều nơi điện áp vẫn còn quá tải, không đảm bảo ổn định cấp điện liên tục nhu cầu phát triển phụ tải ngày càng tăng. Địa bàn công ty điện lực I quản lý kinh doanh bán điện chủ yếu là địa bàn nông thôn,miền núi, các khu công nghiệp tập trung mới xuất hiện, không có khách hàng công nghiệp lớn, khách hàng phân tán, sử dụng điện thấp... Vì thế, vốn đầu tư phát triển lưới điện rất lớn, lưới điện có chi phí đầu tư cao nhưng hiệu quả khai thác, sử dụng thấp Từ năm 2000 công ty bắt đầu chương trình tiếp nhận và hoàn trả vốn lưới điện trung áp nông thôn, chất lượng lưới điện tiếp rất cũ nát, nhiều năn không được cải tạo, nâng cấp, tình trạng quá tải đang rất phổ biến...gây tổn thất cao, ảnh hưởng xấu đến quá trình kinh doanh bán điện đồng thời yêu cầu đầu tư cải tạo rất cấp bách. Hạn chế: Chưa chú ý lắm đến biện pháp lắp đặt tụ bù để tăng hệ số công suất cosj. Ta đã biết rằng, hệ số công suất có ảnh hưởng rất lớn đến tổn thất công suất. Từ công thức tính tổn thất công suất: Trong đó : P: công suất tác dụng tải trên đường dây. Q: công suất phản kháng tải trên đường dây. R: điện trở của đường dây U: điện áp trên đường dây Để giảm DP cần thực hiện 2 biện pháp là: Nâng cao điện áp đầu đường dây đến phạm vi cho phép trong vận hành. Theo quy định hiện hành tối đa là 110% điện áp định mức, biện pháp này phụ thuộc rất nhiều vào điều kiện vận hành của lưới. Giải pháp hữu hiệu nhất là giảm lượng công suất phản kháng Q tải trên đường dây, bằng cách đặt các bộ tụ bù ở cuối đường dây, biện pháp này cần được thực hiện ở một loạt trạm 110kV ở cuối đường dây dài Chênh lệch giữa Pmin và Pmax còn quá cao. Tỷ số Pmin/Pmax rất cao và hệ số điền kín b=PTB/Pmax thấp. Điều này do phụ tải tập trung vào giờ cao điểm làm cho công suất của hệ thống không đáp ứng được nhu cầu phụ tải khiến cho nhiều đường dây và trạm biến áp bị quá tải gây ra tổn thất điện năng và để đáp ứng đủ công suất người ta phải xây dựng thêm các nhà máy điện có chi phí cố định thấp như tua bin khí để phục vụ cho nhu cầu này và chi phí biến đổi (nhiên liệu) của loại nhà máy này là rất cao . Còn ngược lại trong giờ thấp điểm như về đêm, nhu cầu sử dụng điện rất thấp thì thậm chí gây ra tình trạng thừa công suất do các nhà máy nhiệt điện phải vận hành suôt ngày bởi vì chi phí để đưa một nhà máy nhiệt điện vào hệ thống là rất lớn so với chi phí vận hành tốn khá nhiều thời gian. Hiện tượng này gây lãng phí rất cao và gây ra tổn thất. Để giải quyết vấn đề này người ta phải đưa vào các biện pháp quản lý phụ tải gọi là DSM. Qua bảng ta thấy tỷ số Pmin/Pmax của công ty trong năm 2001 chỉ là 0,359. Tuy nhiên, trong những năm qua công ty chưa ý thực hiện triệt để chương trình quản lý nhu cầu để làm giảm chênh lệch giữa Pmin và Pmax góp phần giảm tổn thất điện năng và giảm giá thành sản xuất điện năng của hệ thống Bảng II.9- Công suất Pmax và Pmin trong năm 2001 Tháng Công suất Pmax (MW) Pmin (MW) Pmin/Pmax 1 1089 369 0,336 2 1093 374 0,342 3 1078 354 0,328 4 1121 385 0,343 5 1132 392 0,346 6 1141 459 0,402 7 1102 455 0,414 8 1103 390 0,355 9 1065 384 0,360 10 1061 382 0,360 11 1084 386 0,375 12 1100 395 0,359 Cả năm 1097 394 0,359 (Nguồn: Phòng kinh doanh-CTĐL I)