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 ĐỒN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM TỔNG CƠNG TY ĐIỆN LỰC MIỀN NAM CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự - Hạnh phúc ĐỀ ÁN Giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải phân phối điện giai đoạn năm 2016-2020 – EVN SPC (Đính kèm Quyết định số /QĐ-EVN SPC ngày tháng năm 2016) Căn Quyết định số 176/QĐ-EVN, ngày 02/10/2015 Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt Đề án Nâng cao hiệu SXKD Năng suất lao động giai đoạn 20162020 Tổng công ty Điện lực miền Nam; Căn Đề án số 4962/ĐA-EVN SC ngày 29/6/2015 Tổng công ty Điện lực miền Nam giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải phân phối điện giai đoạn năm 20162020; Căn Tờ trình ngày 29/01/2016 Ban KTSX, KD, KGMBĐ giao kế hoạch TTĐN đơn vị giai đoạn năm 2016-2020 Tổng Giám đốc phê duyệt Căn kế hoạch Tập đoàn Điện lực Việt Nam giao lộ trình giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải phân phối điện (TTĐN) Tổng công ty Điện lực miền Nam (TCT) giai đoạn năm 2016-2020 để đến năm 2020 tỷ lệ TTĐN 4%, Tổng công ty xây dựng Đề án giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải phân phối điện giai đoạn năm 2016-2020, cụ thể 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: Tình hình sản xuất kinh doanh, đầu tư xây dựng giai đoạn năm 2011-2015: 1.1 Sản xuất cung ứng điện giai đoạn 2011-2015: 1.1.1 Điện thương phẩm (triệu kWh): Năm 2011 2012 2013 2014 2015 Điện thương phẩm (triệu kWh) 32.307 36.290 39.980 44.596 49.387 Tăng trưởng so với năm trước (%) 11,9 12,3 10,2 11,5 10,7 Điện thương phẩm 110kV (triệu kWh) 4.663 5.354 5.894 6.551 6.355 Điện thương phẩm trung áp (triệu kWh) 16.938 19.134 21.197 24.428 19.962 Điện thương phẩm hạ áp (triệu kWh) 10.706 11.803 12.889 13.618 23.070 1/17 1.1.2 Điện tổn thất theo cấp điện áp (triệu kWh): Năm 2011 2012 2013 2014 2015 Điện tổn thất lưới 110kV (triệu kWh) 426 430 453 537 577 Điện tổn thất từ lưới trung áp (triệu kWh) 1.114 1.116 1.074 1.233 1.408 Điện tổn thất từ lưới hạ áp (triệu kWh) 504 764 899 947 857 1.1.3 Cơ cấu điện thương phẩm theo thành phần phụ tải (triệu kWh): Nông, lâm nghiệp, thủy sản Công nghiệp xây dựng 2011 578 20.451 765 9.435 1.078 32.307 2012 690 22.968 896 10.531 1.205 36.290 2013 890 25.184 986 11.590 1.330 39.980 2014 1.248 28.135 1.196 12.569 1.448 44.596 2015 1.482 30.787 1.609 13.874 1.635 49.387 Các thành phần phụ tải 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 đơn vị 1.1.4 Biểu đồ phụ tải 24 ngày điển hình giai đoạn năm 2011-2015 Trên địa bàn EVN SPC, phụ tải phân bố tập trung khu vực có khu cơng nghiệp, nhà máy thành phố, thị xã phân tán khu vực nông thôn, miền núi Cao điểm phụ tải EVN SPC thường xuất từ tháng đến tháng 12 Các tháng mùa khô (tháng 4,5,6) hệ thống điện vận hành với phụ tải tăng cao nhà máy thủy điện phía Nam phát cơng suất hạn chế thiếu nước Đồ thị phụ tải ngày điển hình EVN SPC: (Đính kèm chi tiết Phụ lục II) 2/17 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: Chỉ tiêu Số phát tuyến 110kV 2011 322 2012 338 2013 347 2014 363 2015 3.065 Chiều dài ĐD 110kV (km) 3.918 4.005 4.106 4.687 4.955 Số trạm 110kV 146 152 158 167 183 Số máy biến áp 110kV 204 221 238 257 283 7.942 8.859 9.723 10.721 12.120 62.629 4.424 47.856 66.182 4.740 49.508 68.121 5.031 70.910 5.401 73.910 5.894 50.564 52.467 53.426 61.469 65.533 67.844 71.665 75.159 1.628 1.783 2.185 2.742 3.632 − Tụ bù 22kV (MVAr) 515 536 698 996 1.358 − Trung áp (MVAr) 743 801 866 1.007 1.391 − Hạ áp (MVAr) 370 446 621 739 763 Tổng công suất đặt 110kV (MVA) Số trạm biến áp phân phối Dung lượng trạm biến áp phân phối (MVA) Chiều dài ĐD 22 (12,7) kV Chiều dài ĐD hạ Tụ bù (MVAr): − Tổng dung lượng (MVAr) 1.2.2 Quản lý kinh doanh: - Số lượng công tơ: Nội Số lượng theo năm 2011 2012 2013 2014 2015 Cơng tơ bán điện pha Tồn đơn vị pha pha Cơ khí Điện tử giá 5.610.658 58.720 12.240 5.458.672 4.878 5.458.358 113.666 22.181 5.177.246 79.488 6.263.234 70.702 15.074 5.734.232 353.761 6.553.668 74.277 17.431 5.633.831 730.674 7.035.365 73.124 20.800 5.618.360 1.215.186 pha Điện tử nhiều biểu giá 4.042 4.723 4.331 4.148 3.765 Cơ khí Điện tử giá 37.949 35 31.377 40 40.582 239 33.716 1.579 25.029 2.725 Điện tử nhiều biểu giá 34.122 29.637 44.313 58.012 76.376 3/17 - Tình hình hư hỏng, kẹt, cháy công tơ, đánh giá chất lượng thiết bị đo, kết thay công tơ điện tử đánh giá trạng thiết bị đo đếm: + Qua theo dõi chất lượng công tơ đến nay, tỷ lệ hư hỏng nhà sản xuất chiếm khoảng 3% (công tơ điện tử) 7% công tơ cảm ứng với ngun nhân chủ yếu sau: Màn hình khơng hiển thị, nét Sai số không đạt Cảnh báo Meter error Công suất không hiển thị Không kết nối công tơ Đèn phát xung khơng có tín hiệu Các lỗi khác (kẹt phím bấm, ) + Ngồi ra, có ngun nhân khác chiếm phần nhỏ công tác quản lý công tơ vận chuyển công tơ không hướng dẫn (khơng hộp bảo vệ, khơng có biện pháp chống dằn xóc cơng tơ) gây hư hỏng 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 khách hàng củng cố lưới điện, Tổng công ty đầu tư 18.148 tỷ đồng để đầu tư xây dựng lưới điện địa bàn Tổng công ty quản lý gồm: Năm Đơn vị tính 2011 Tổng năm 2012 2013 2014 2015 2.046 2.918 3.928 4.268 4.988 18.148 Vốn đầu tư Tỷ đồng Đường dây 110kV Km 164 232 297 459 523 1.626 Đường dây 22kV Km 1.242 1.647 1.752 2.232 1.472 8.355 Đường dây hạ Km 2.286 3.665 1.829 3.879 2.446 14.106 Trạm 110kV MVA 489 879 1.039 931 1.564 4.902 Trạm 22kV MVA 351 286 359 493 315 1.804 Tụ bù MVAr 144,21 133,7 578,36 556,85 885,93 2299,05 Các biện pháp giảm TTĐN thực giai đoạn 2011-2015: 2.1 Tổ chức máy đạo giảm TTĐN 2.1.1 Cơng tác điều hành: Duy trì nâng cao vai trò điều hành BCĐ giảm TTĐN; BCĐ giảm TTĐN kiểm điểm tình hình TTĐN đơn vị EVN SPC hàng tháng để kịp thời chẩn chỉnh hoạt động giảm TTĐN; Đảm bảo Đơn vị sở có khả tự phân tích biến động TTĐN đề biện pháp xử lý kịp thời, cụ thể: Cấp Tổng công ty: Ban đạo (BCĐ) giảm TTĐN Tổ giúp việc (TGV), phát huy hiệu hoạt động BCĐ TGV công tác giảm TTĐN Tính tốn giao tiêu TTĐN cho đơn vị sở lộ trình tiêu TTĐN đề ra, thực theo dõi sát có đạo kịp thời giúp đơn vị EVN SPC nhằm hoàn thành KH tiêu 4/17 TTĐN −Hàng năm, BCĐ cấp EVN SPC tổ chức kiểm tra làm việc 10 đơn vị làm việc TTĐN với đơn vị có biến động TTĐN tăng cao Văn phòng Tổng cơng ty để nắm tình hình, khó khăn đơn vị, đồng thời giúp đơn vị tìm nguyên nhân, khoanh vùng TTĐN có KH khắc phục kịp thời Bên cạnh đó, họp BCĐ trì định kỳ hàng tháng với đơn vị trực tiếp thơng qua hội nghị truyền hình mang lại nhiều hiệu tích cực cơng tác giảm TTĐN thơng qua việc kiểm sốt chặt chẽ biến động TTĐN; −Phong trào thi đua giảm TTĐN: Hàng năm biểu dương khen thưởng đơn vị cá nhân có thành tích cơng tác giảm TTĐN tác động tích cực đến hiệu giảm TTĐN đơn vị Cấp đơn vị: Tiếp tục phát huy vai trò BCĐ giảm TTĐN Tổ giúp việc Nhiều Công ty Điện lực (CTĐL) thực tốt việc giao tiêu TTĐN cho Điện lực (ĐL), họp định kỳ kiểm điểm ĐL, thực nghiêm túc đạo BCĐ giảm TTĐN cấp EVN SPC 2.2 Các biện pháp giảm TTĐN: − Tăng cường nâng cao hiệu công tác kiểm tra đơn vị nhằm phát khiếm khuyết hỗ trợ đơn vị khắc phục tồn công tác giảm TTĐN; đảm bảo thực kiểm tra 10 CTĐL; − Khắc phục khiếm khuyết, yếu tồn năm trước; − Tiếp tục tăng cường giải pháp QLKT giảm TTĐN, nhiên cần trọng tập trung nguồn lực cho giải pháp QLKD; − Các CTĐL giám sát chặt chẽ ĐL có tỷ lệ TTĐN cao thực biện pháp giảm TTĐN để đạt tỷ lệ theo mặt chung Công ty; − Công tác hiệu suất trạm công cộng: đảm bảo kết tính tốn xác theo dõi tỷ lệ TTĐN thực 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 phương thức vận hành Cần nắm vấn đề lưu ý lưới điện 110 kV, lưới trung hạ (Đính kèm phụ lục III phụ lục IV); − Tập trung xử lý triệt để cối chạm chập đường dây gây rò điện, phóng sứ, mối nối đường dây trần dễ xảy tình trạng câu móc lưới trung, hạ thế; − Thực triệt để giải pháp quản lý kỹ thuật, QLVH giảm TTĐN theo tài liệu: Hướng dẫn biện pháp giảm TTĐN kỹ thuật EVN ban hành Bên cạnh đó, lưu ý thực thêm số biện pháp đặc thù để xử lý tồn khiếm khuyết lưới điện đơn vị 2.2.2 Công tác quản lý kinh doanh: Tập trung thực hiệu biện pháp giảm TTĐN kinh doanh với nội dung sau: − Tiếp tục tăng cường công tác thay công tơ định kỳ, công tác kiểm tra HTĐĐ khách hàng sử dụng điện có sản lượng điện tiêu thụ lớn; − Chú trọng công tác theo dõi HTĐĐ trạm chuyên dùng qua đo ghi từ xa IFC, khách hàng sử dụng sản lượng điện lớn; − Tập trung triển khai ứng dụng công nghệ đo đếm điện kết hợp tự động thu thập liệu giám sát sử dụng điện khách hàng từ xa theo công nghệ PLC khu vực 5/17 tải cao, tập trung thành phố, thị xã Còn lại khách hàng sau trạm biến áp công cộng khu vực nông thôn sử dụng công nghệ RF; − Tăng cường kiểm tra đơn vị đạo đơn vị có biện pháp liệt công tác chấn chỉnh hoạt động quản lý, vận chuyển theo dõi phụ tải khách hàng để lắp đặt cơng tơ có cơng suất phù hợp nhằm giảm tỷ lệ cơng tơ cháy hỏng q trình vận hành a) Công tác thay công tơ; TU; TI định kỳ kiểm tra HTĐĐ: Hàng năm giao kế hoạch để đơn vị thực quy định b) Công tác ứng dụng công nghệ đo ghi từ xa thu thập liệu công tơ tổng trạm công cộng phục vụ công tác giảm TTĐN: − EVNSPC lắp đặt 1.182.676 công tơ pha 18.167 công tơ pha PLC, lắp đặt 4.782 DCU trạm công cộng − Lắp đặt 5.876 công tơ tổng trạm công cộng, tự động thu thập liệu qua trung gian tập trung hệ thống PLC (dùng kết nối cổng RS485) − Giám sát 44.000 công tơ điện tử điểm đo ranh giới , khách hàng trạm chuyên dùng giá, kiểm soát 60% sản lượng điện thương phẩm toàn TCT − Đề án tổng thể phát triển công tơ điện tử hệ thống thu thập liệu công tơ tự động, từ xa sở phục vụ công tác giám sát sử dụng điện khách hàng, đó, khách hàng sau trạm công cộng giám sát thu thập liệu qua hệ thống dùng công nghệ PLC RF; Trạm công cộng trạm chuyên dùng giám sát thông qua hệ thống công tơ điện tử thu thập liệu cơng nghệ GPRS c) Chương trình giao nhận điện năng: Chương trình triển khai vận hành cập nhật số liệu tháng 01/2014 cho tất cấp đơn vị phục vụ công tác quản lý giao nhận điện năng, tổn thất tốn xác điện mua hàng tháng Tổng công ty đơn vị trực thuộc ban hành “Quy định Quản lý vận hành, khai thác Chương trình Giao nhận điện Tổng công ty Điện lực miền Nam” sở để cập nhật số liệu vận hành hệ thống chương trình mang lại hiệu phục vụ cơng 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 công tơ mua, bán điện với khách hàng hết hạn kiểm định lưu hành lưới: Thực thay công tơ, PT, CT đến hạn thay định kỳ hàng năm (hoàn tất trước tháng 09 hàng năm) - Thực kiểm tra xác định nguyên nhân 100% số lượng khách hàng có số từ 02 (hai) tháng liền kề khơng tiêu thụ điện năng, có biện pháp khắc phục tồn - Hạn chế tối đa tác động chủ quan dẫn đến tình trạng cháy, hỏng công tơ giảm tỷ lệ công tơ cháy hỏng, 0,98) Tổng công ty triển khai đơn vị rà soát nhu cầu máy cắt dao cắt tụ để chuyển giàn bù tĩnh sang ứng động nhằm tránh bù - Các TBA từ 80% tải từ 250kVA trở lên: kiểm tra tháng/1 lần; TBA lại: kiểm tra tháng/1 lần thực điều hòa MBA non tải MBA Smax