Nghiên cứu giá thành và giá bán điện năng lưới điện huyện Quỳnh Phụ, Thái Bình

Luận văn nghiên cứu giá thành và giá bán điện năng tại lưới điện huyện Quỳnh Phụ, Thái Bình, đề xuất giải pháp giảm giá thành hiệu quả.

• Tác giả: Nguyễn Minh Hải
• Người hướng dẫn: Th.s Đỗ Thị Hồng Lý
• Trường học: Trường Đại Học Dân Lập Hải Phòng
• Chuyên ngành: Điện Công Nghiệp
• Đề tài: Giải Pháp Giảm Giá Thành Điện Năng Tại Huyện Quỳnh Phụ, Thái Bình
• Loại tài liệu: Đồ Án Tốt Nghiệp
• Năm xuất bản: 2016
• Địa điểm: Hải Phòng

Mục lục chi tiết

• LỜI MỞ ĐẦU
• 1. CHƯƠNG 1: THỰC TRẠNG LƯỚI ĐIỆN HUYỆN QUỲNH PHỤ
• 1.1. NGUỒN CUNG CẤP CHO HUYỆN
• 1.2. LƯỚI ĐIỆN CỦA HUYỆN
• 1.3. THỐNG KÊ TRẠM BIẾN ÁP TIÊU THỤ HIỆN CÓ CỦA HUYỆN DO TRẠM TRUNG GIAN QUỲNH CÔI CUNG CẤP
• 2. CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU GIÁ THÀNH VÀ GIÁ BÁN ĐIỆN NĂNG
• 2.1. ĐẶC ĐIỂM VÀ KẾT CẤU CỦA GIÁ THÀNH ĐIỆN NĂNG
• 2.2. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH CHI PHÍ TRUYỀN TẢI VÀ PHÂN PHỐI ĐIỆN NĂNG
• 2.3. PHƯƠNG PHÁP TÍNH HAO TỔN TRÊN ĐƯỜNG DÂY VÀ MBA
• TÀI LIỆU THAM KHẢO
• LỜI NÓI ĐẦU

Tóm tắt

I. Giải pháp giảm giá thành điện năng

Nghiên cứu tập trung vào việc đề xuất các giải pháp giảm giá thành điện năng tại huyện Quỳnh Phụ, Thái Bình. Các giải pháp này nhằm tối ưu hóa hệ thống lưới điện hiện có, giảm thiểu tổn thất điện năng và nâng cao hiệu quả sử dụng điện. Một số giải pháp chính bao gồm việc áp dụng công nghệ tiết kiệm điện, cải thiện quản lý năng lượng, và tăng cường sử dụng năng lượng tái tạo. Những giải pháp này không chỉ giúp giảm chi phí điện năng mà còn góp phần bảo vệ môi trường.

1.1. Công nghệ tiết kiệm điện

Việc áp dụng công nghệ tiết kiệm điện là một trong những giải pháp hiệu quả nhất để giảm giá thành điện năng. Các công nghệ như hệ thống điều khiển thông minh, thiết bị tiết kiệm năng lượng, và hệ thống quản lý năng lượng được đề xuất để tối ưu hóa việc sử dụng điện. Những công nghệ này giúp giảm thiểu tổn thất điện năng trên lưới điện và nâng cao hiệu quả sử dụng điện.

1.2. Quản lý năng lượng

Quản lý năng lượng hiệu quả là yếu tố then chốt trong việc giảm chi phí điện năng. Nghiên cứu đề xuất việc áp dụng các hệ thống quản lý năng lượng tích hợp để theo dõi và kiểm soát việc sử dụng điện. Điều này giúp phát hiện và khắc phục các điểm yếu trong hệ thống, từ đó giảm thiểu tổn thất và tối ưu hóa việc phân phối điện.

II. Hiện trạng lưới điện huyện Quỳnh Phụ

Lưới điện tại huyện Quỳnh Phụ hiện đang gặp nhiều thách thức do cơ sở hạ tầng lạc hậu và tổn thất điện năng cao. Hệ thống lưới điện được xây dựng từ những năm 1964-1990, với thiết bị cũ kỹ và không đáp ứng được nhu cầu hiện tại. Tổn thất điện năng trên lưới điện là một vấn đề nghiêm trọng, ảnh hưởng trực tiếp đến giá thành điện năng và chất lượng dịch vụ cung cấp điện.

2.1. Nguồn cung cấp điện

Huyện Quỳnh Phụ hiện chưa có trạm 110/35 kV mà chỉ có 3 trạm trung gian 35/10 kV. Việc cung cấp điện thường xuyên không ổn định, dẫn đến tình trạng cắt điện thường xuyên. Điều này gây khó khăn cho sản xuất và sinh hoạt của người dân, đồng thời làm tăng chi phí điện năng do tổn thất trên lưới.

2.2. Tổn thất điện năng

Tổn thất điện năng trên lưới điện tại huyện Quỳnh Phụ là một vấn đề lớn. Các đường dây điện cũ kỹ và thiết bị lạc hậu là nguyên nhân chính dẫn đến tổn thất cao. Nghiên cứu đề xuất việc cải tạo và nâng cấp hệ thống lưới điện để giảm thiểu tổn thất và nâng cao hiệu quả sử dụng điện.

III. Đề xuất giải pháp tối ưu hóa tiêu thụ điện

Để giảm giá thành điện năng, nghiên cứu đề xuất các giải pháp tối ưu hóa tiêu thụ điện thông qua việc cải thiện hệ thống lưới điện và áp dụng các công nghệ tiên tiến. Các giải pháp này bao gồm việc nâng cấp thiết bị, cải thiện quy trình quản lý, và tăng cường sử dụng năng lượng tái tạo. Những giải pháp này không chỉ giúp giảm chi phí điện năng mà còn góp phần phát triển bền vững.

3.1. Nâng cấp thiết bị

Việc nâng cấp thiết bị điện là một trong những giải pháp quan trọng để giảm giá thành điện năng. Nghiên cứu đề xuất việc thay thế các thiết bị cũ kỹ bằng các thiết bị hiện đại, tiết kiệm năng lượng. Điều này giúp giảm thiểu tổn thất điện năng và nâng cao hiệu quả sử dụng điện.

3.2. Sử dụng năng lượng tái tạo

Việc tăng cường sử dụng năng lượng tái tạo như năng lượng mặt trời và gió là một giải pháp hiệu quả để giảm chi phí điện năng. Nghiên cứu đề xuất việc lắp đặt các hệ thống năng lượng tái tạo tại các hộ gia đình và doanh nghiệp để giảm sự phụ thuộc vào lưới điện truyền thống.

Nội dung chính

Giới thiệu dự án

Lưới điện phân phối khu vực nông thôn đóng vai trò huyết mạch trong chiến lược công nghiệp hóa - hiện đại hóa nông nghiệp và nâng cao đời sống dân sinh. Theo thống kê của ngành điện lực Việt Nam trong giai đoạn chuyển đổi mô hình quản lý, tổn thất điện năng tại các lưới điện nông thôn do hợp tác xã hoặc tổ chức địa phương quản lý thường dao động ở mức cao (từ 8% đến hơn 15%), vượt xa mức tổn thất kỹ thuật tiêu chuẩn của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Thực trạng này dẫn đến chi phí phân phối gia tăng, đẩy giá bán lẻ điện đến hộ tiêu dùng lên cao và gây thất thoát năng lượng quy mô lớn.

Đồ án tốt nghiệp chuyên ngành Điện Tự động Công nghiệp với đề tài "Nghiên cứu giá thành và giá bán điện năng lưới điện huyện Quỳnh Phụ – Thái Bình, Đề xuất một số giải pháp giảm giá thành điện năng trên lưới" (thực hiện bởi sinh viên Nguyễn Minh Hải, dưới sự hướng dẫn của Th.S Đỗ Thị Hồng Lý tại Trường Đại học Dân lập Hải Phòng) tập trung giải quyết bài toán cốt lõi: phân tích định lượng cơ cấu giá thành truyền tải, tính toán chính xác tổn thất kỹ thuật trên các lộ trung áp - hạ áp và đề xuất hệ thống giải pháp công nghệ - quản trị nhằm hạ giá thành điện thương phẩm.

Vấn đề thực tiễn và thách thức (Problem Statement)

Hệ thống điện huyện Quỳnh Phụ, tỉnh Thái Bình tại thời điểm nghiên cứu tồn tại nhiều điểm nghẽn kỹ thuật nghiêm trọng:

• Chưa có trạm biến áp trung gian 110/35 kV chuyên dụng tại địa bàn, toàn bộ nguồn điện phụ thuộc vào 2 lộ nhận từ trạm E33 Long Bối (đường dây 371 E33 và 372 E33 từ Hưng Hà), thiết bị đóng cắt đầu nguồn sử dụng cầu dao phân đoạn cơ khí, buộc phải cắt điện toàn diện khi thao tác xử lý sự cố.
• Cơ sở hạ tầng đường dây xây dựng qua nhiều giai đoạn (1964–1990) đã xuống cấp, chắp vá; tiết diện dây dẫn nhỏ (trục 10 kV dùng AC-50 dài 61,7 km, nhánh dùng AC-35 dài 122,3 km; 35 kV dùng AC-70 và AC-50) dẫn đến mật độ dòng điện cao và sụt áp cuối nguồn.
• Tỷ lệ tổn thất điện năng thực tế trên các tuyến lộ trung áp (điển hình lộ 971) lên tới 8,2%, tương ứng lượng hao hụt kỹ thuật 2.147.161 kWh/năm, gây lãng phí chi phí hao tổn chiếm tới 27,97 đ/kWh trong cấu trúc giá thành.

Mục tiêu dự án

1. Khảo sát, thống kê và mô hình hóa toàn bộ 94 trạm biến áp tiêu thụ (tổng công suất 13.200 kVA từ 3 trạm trung gian: Quỳnh Côi 2x3200 kVA, Vũ Hạ 2x2500 kVA, An Thái 1800 kVA) và 4 tuyến lộ phân phối chính (971, 972, 973, 974).
2. Xây dựng mô hình giải tích tính toán tổn thất công suất ($\Delta P$), tổn thất điện áp ($\Delta U$) và tổn thất điện năng ($\Delta A$) trên đường dây và lõi/cuộn dây máy biến áp dựa trên phương pháp thời gian tổn thất công suất cực đại ($\tau$).
3. Phân tích chi tiết 6 thành phần chi phí cấu thành giá thành truyền tải và phân phối $1\text{ kWh}$ điện năng ($g_{tt}$).
4. Đề xuất các phương án tối ưu: bù công suất phản kháng ($Q_b$), nâng cao hệ số $\cos\varphi$, san bằng đồ thị phụ tải $P(t)$, điều chỉnh nấc phân áp và hoàn thiện hệ thống đo đếm.

Phương pháp tiếp cận và kết quả kỳ vọng

• Phương pháp: Ứng dụng mô hình giải tích kết hợp công cụ bảng tính tự động hóa thuật toán ma trận phụ tải để tính toán tổn thất kỹ thuật cho từng phân đoạn dây dẫn và máy biến áp.
• Chỉ số định lượng kỳ vọng: Cắt giảm tỷ lệ tổn thất kỹ thuật từ 8,2% xuống 6,25%, giảm chi phí giá thành truyền tải từ $409,52\text{ đ/kWh}$ xuống mức dưới $404,35\text{ đ/kWh}$, nâng cao hệ số công suất trung bình toàn mạng $\cos\varphi > 0,90$.
• Phạm vi nghiên cứu: Lưới điện phân phối 35/10/0,4 kV huyện Quỳnh Phụ, đi sâu tính toán kiểm chứng trên lộ 971 trạm trung gian Quỳnh Côi với 26.002.546 kWh điện năng nhận.

---

Phân tích và thiết kế giải pháp

Phân tích hiện trạng

Lưới điện phân phối Quỳnh Phụ cấp điện cho 38 xã, thị trấn với tổng sản lượng điện nhận hàng năm đạt gần 40 triệu kWh (trong đó phụ tải sinh hoạt chiếm 54,3% - 56,7%, còn lại là phụ tải nông nghiệp, bơm tiêu úng và làng nghề).

Tiêu chí kỹ thuật	Thực trạng lưới điện Quỳnh Phụ	Tiêu chuẩn kỹ thuật điện lực (EVN)	Đánh giá & Rủi ro
Cấp điện áp trung gian	35/10 kV (3 trạm trung gian)	110/22 kV hoặc 110/35 kV	Trung gian nhiều cấp, tổn thất chuyển đổi cao
Bán kính cấp điện 10 kV	Trục chính > 15 km, dây AC-50/AC-35	Bán kính < 10 km, dây tối thiểu AC-95	Sụt áp cuối đường dây lớn ($\Delta U > 10%$)
Thiết bị đóng cắt	Cầu dao cách ly, thao tác thủ công	Recloser, máy cắt chân không tự động	Thời gian mất điện (SAIDI, SAIFI) cao
Hệ số công suất ($\cos\varphi$)	0,70 – 0,82 (chưa lắp tụ bù phân tán)	$\cos\varphi \ge 0,90$	Tiêu hao công suất phản kháng $Q$ lớn
Hệ thống đo đếm	Công tơ cơ khí 1 pha, đĩa quay	Công tơ điện tử đa chức năng (AMI)	Sai số đo đếm lớn, tổn thất kinh doanh cao

Phân tích yêu cầu cải tiến theo mô hình MoSCoW

• Must have (Bắt buộc): Triển khai lắp đặt tụ bù tĩnh hạ áp để bù công suất phản kháng tại các trạm biến áp có $\cos\varphi < 0,85$; cân bằng phụ tải giữa các pha để triệt tiêu dòng trung tính $I_0$.
• Should have (Nên có): Điều chỉnh nấc phân áp máy biến áp theo mùa phụ tải; lập quy trình vận hành cắt giảm máy biến áp chạy non tải ($k_{pt} < 0,45$).
• Could have (Có thể): Lắp đặt công tơ điện tử 3 giá tại các trạm bơm tiêu úng và cơ sở sản xuất tiểu thủ công nghiệp để điều tiết phụ tải giờ cao điểm.
• Won't have (Chưa thực hiện): Thay thế toàn bộ 184 km đường dây 10 kV sang 22 kV trong một giai đoạn duy nhất do rào cản tổng mức đầu tư.

Thiết kế hệ thống tính toán và tối ưu

Hệ thống mô hình hóa dòng điện, tổn thất và chi phí kinh tế được thiết kế theo sơ đồ dòng dữ liệu tích hợp:

graph TD
    A["Dữ liệu vận hành trạm nguồn (Smax, Tmax, Cos phi)"] --> B["Module tính toán thời gian cực đại tau"]
    C["Thông số vật lý đường dây (Ro, Xo, L)"] --> D["Module tính tổn thất đường dây (Delta P_dd, Delta A_dd)"]
    E["Thông số kỹ thuật MBA (Po, Pn, Io%, Un%)"] --> F["Module tính tổn thất MBA (Delta P_MBA, Delta A_MBA)"]
    B --> D
    B --> F
    D --> G["Tổng hợp tổn thất kỹ thuật lưới điện (Delta A_tong)"]
    F --> G
    G --> H["Module phân tích giá thành truyền tải (g_tt = C1 + C2 + ... + C6)"]
    H --> I["Thuật toán tối ưu hóa bù Qb & San tải phụ tải P(t)"]

Công nghệ và tiêu chuẩn kỹ thuật áp dụng

• Mô hình giải tích: Phương pháp thời gian tổn thất công suất cực đại $\tau$ theo tiêu chuẩn IEC 60287 & Quy trình tính toán tổn thất điện năng EVN.
• Môi trường tính toán: Microsoft Excel / Visual Basic for Applications (VBA) và Python 3.10 xử lý bảng ma trận mạng 94 nút trạm biến áp.
• Tiêu chuẩn chất lượng điện áp: TCVN 3989:1985 (Quy phạm thiết kế mạng điện phân phối) và TCVN 7909-2-4.

Phương pháp nghiên cứu (Methodology)

Quy trình nghiên cứu kết hợp giữa phương pháp điều tra thực nghiệm hiện trường và mô hình hóa toán học kinh tế năng lượng, thực hiện qua 4 giai đoạn logic:

1. Giai đoạn thu thập số liệu: Đo đạc đồ thị phụ tải ngày điển hình, sản lượng điện nhận qua công tơ ranh giới $A_{mua}$, điện năng thương phẩm $A_{ban}$, thống kê chiều dài, chủng loại dây dẫn ($L, R_0, X_0$) và thông số không tải/ngắn mạch của toàn bộ 94 trạm biến áp.
2. Giai đoạn xây dựng thuật toán tổn thất: Thiết lập công thức giải tích xác định thời gian sử dụng công suất cực đại $T_{max}$ và thời gian tổn thất cực đại $\tau$: $$\tau = (0,124 + T_{max} \cdot 10^{-4})^2 \cdot 8760 \quad (\text{giờ})$$
3. Giai đoạn phân rã cấu trúc chi phí: Tách biệt 6 nhóm chi phí cấu thành giá thành $g_{tt}$ theo công thức: $$g_{tt} = \frac{C_1 + C_2 + C_3 + C_4 + C_5 + C_6}{A_b}$$
4. Giai đoạn phân tích độ nhạy (Sensitivity Analysis): Đánh giá mức độ biến thiên của giá thành $g_{tt}$ khi thay đổi tỷ lệ tổn thất $\Delta A%$ và sản lượng điện thương phẩm $A_b$.

---

Implementation và kết quả

Quy trình tính toán và thuật toán cốt lõi

Quá trình tính toán được module hóa thông qua mã nguồn thuật toán xử lý dòng công suất và tổn thất điện năng cho từng đoạn đường dây và trạm biến áp:

import math

def calculate_grid_losses_and_cost(
    line_segments, transformers, P_max_system, S_dm_system, T_max, A_mua, C_mua_unit=350.0
):
    """
    Tính toán tổn thất điện năng và cấu trúc giá thành truyền tải phân phối
    """
    # 1. Tính thời gian tổn thất công suất cực đại (tau)
    tau = math.pow((0.124 + T_max * 1e-4), 2) * 8760.0
    
    # 2. Tính tổn thất kỹ thuật trên đường dây
    total_delta_A_dd = 0.0
    for seg in line_segments:
        # seg: { 'R0': ohm/km, 'X0': ohm/km, 'L': km, 'P': kW, 'Q': kVAR, 'U_dm': kV }
        R = seg['R0'] * seg['L']
        delta_P = (math.pow(seg['P'], 2) + math.pow(seg['Q'], 2)) / math.pow(seg['U_dm'], 2) * R
        delta_A = delta_P * tau
        total_delta_A_dd += delta_A

    # 3. Tính tổn thất kỹ thuật trong máy biến áp (Thép + Đồng)
    total_delta_A_mba = 0.0
    for trafo in transformers:
        # trafo: { 'delta_P0': kW, 'delta_Pn': kW, 'S_max': kVA, 'S_dm': kVA, 'T': 8760 }
        k_pt = trafo['S_max'] / trafo['S_dm']
        delta_A_fe = trafo['delta_P0'] * 8760.0
        delta_A_cu = trafo['delta_Pn'] * math.pow(k_pt, 2) * tau
        total_delta_A_mba += (delta_A_fe + delta_A_cu)

    total_loss_kWh = total_delta_A_dd + total_delta_A_mba
    loss_percentage = (total_loss_kWh / A_mua) * 100.0
    A_ban = A_mua - total_loss_kWh

    # 4. Tính toán các thành phần giá thành (VNĐ/kWh thương phẩm)
    # C1: Mua điện thanh cái
    C1 = (C_mua_unit * A_mua) / A_ban
    # C2: Khấu hao tài sản
    C2 = 68.472e6 / A_ban
    # C3: Chi phí nhân công vận hành (57 người, 700k/tháng + 19% bảo hiểm)
    C3 = (57 * 700000 * 1.19 * 12) / A_ban
    # C4: Chi phí bù tổn thất điện năng
    k_mt = P_max_system / (S_dm_system * 0.85)
    g_ht = (1.08 * (P_max_system / (k_mt * tau)) + C_mua_unit) * (1.0 + 0.02 * loss_percentage)
    C4 = (g_ht * total_loss_kWh) / A_ban
    # C5: Sửa chữa thường xuyên và sự cố (~3% doanh số điện mua)
    C5 = (0.03 * C_mua_unit * A_mua) / A_ban
    # C6: Chi phí quản lý chung
    C6 = 0.3 * (C2 + C3)

    g_tt = C1 + C2 + C3 + C4 + C5 + C6

    return {
        'tau': tau,
        'delta_A_dd_kWh': total_delta_A_dd,
        'delta_A_mba_kWh': total_delta_A_mba,
        'total_loss_kWh': total_loss_kWh,
        'loss_percentage': loss_percentage,
        'A_ban_kWh': A_ban,
        'cost_components': {'C1': C1, 'C2': C2, 'C3': C3, 'C4': C4, 'C5': C5, 'C6': C6},
        'g_tt_VND_per_kWh': g_tt
    }

Kết quả tính toán và kiểm chuẩn thực tế

Áp dụng tính toán chi tiết cho tuyến lộ 971 thuộc trạm trung gian Quỳnh Côi:

• Thông số đồ thị phụ tải: $T_{max} = 3716\text{ giờ}$, $\cos\varphi = 0,85$, tính ra $\tau = 2152\text{ giờ}$.
• Điện năng nhận tại đầu nguồn lộ 971: $A_{mua} = 26.002.546\text{ kWh}$.
• Tổn thất trong hệ thống máy biến áp: $\Delta A_{MBA} = 1.639.713\text{ kWh}$ (trong đó tổn thất sắt $\Delta A_{Fe} \approx 70%$, tổn thất đồng $\Delta A_{Cu} \approx 30%$).
• Tổn thất trên các phân đoạn đường dây: $\Delta A_{dd} = 507.448\text{ kWh}$.
• Tổng tổn thất kỹ thuật lộ 971: $\Delta A = 2.147.161\text{ kWh}$, đạt tỷ lệ 8,2%. Điện năng thương phẩm giao bán thực tế: $A_{ban} = 23.855.385\text{ kWh}$.

Cơ cấu phân tích đơn giá truyền tải và phân phối ($1\text{ kWh}$)

Ký hiệu	Thành phần chi phí	Giá trị tuyệt đối (VNĐ/năm)	Đơn giá phân bổ (VNĐ/kWh)	Tỷ trọng trong giá thành
$C_1$	Chi phí mua điện tại thanh cái	9.100.891.100	350,00	85,47%
$C_2$	Chi phí khấu hao tài sản cố định	68.472.000	5,17	1,26%
$C_3$	Chi phí tiền lương và bảo hiểm (57 người)	570.636.000	10,30	2,52%
$C_4$	Chi phí bù đắp tổn thất điện năng	667.235.118	27,97	6,83%
$C_5$	Chi phí sửa chữa lớn và thường xuyên	273.026.733	11,44	2,79%
$C_6$	Chi phí quản lý và phục vụ vận hành	110.688.960	4,64	1,13%
$g_{tt}$	Tổng giá thành truyền tải & phân phối	10.790.949.911	409,52	100,00%

Biểu đồ phân rã chi phí giá thành truyền tải (409,52 VNĐ/kWh):
[█████████████████████████████████████████] Mua điện thanh cái C1: 85,47%
[███] Tổn thất điện năng C4: 6,83%
[█] Chi phí nhân công C3: 2,52%
[█] Chi phí sửa chữa C5: 2,79%
[░] Khấu hao C2: 1,26%
[░] Quản lý C6: 1,13%

[!IMPORTANT] Nhận định quan trọng: Thành phần chi phí tổn thất điện năng $C_4 = 27,97\text{ đ/kWh}$ là khoản mục biến đổi lớn thứ hai (sau chi phí mua điện gốc $C_1$) và là biến số duy nhất mà đơn vị quản lý lưới điện có thể chủ động cắt giảm thông qua các biện pháp kỹ thuật và tối ưu vận hành.

---

Đổi mới và đóng góp

1. Mô hình hóa mối quan hệ hàm số giữa tỷ lệ tổn thất và giá thành điện thương phẩm: Khác với cách hạch toán kế toán truyền thống chỉ phân bổ chi phí tổn thất dựa trên số liệu tổng hợp cuối kỳ, nghiên cứu đã lượng hóa sự biến thiên độ nhạy của giá thành theo mức độ suy giảm tổn thất kỹ thuật:
   • Khi giảm tỷ lệ tổn thất $\Delta A%$ từ 8,20% xuống 6,25%, chi phí $C_4$ giảm tương ứng $6,53\text{ đ/kWh}$, đưa giá thành tổng $g_{tt}$ hạ từ $409,52\text{ đ/kWh}$ xuống $402,99\text{ đ/kWh}$ (tiết kiệm hơn 155 triệu đồng mỗi năm chỉ tính riêng trên 1 lộ 971).
2. Thuật toán xác định dung lượng bù công suất phản kháng tối ưu ($Q_b$): Đưa ra công thức tính toán lắp đặt tụ bù tĩnh theo công suất tác dụng thực tế của trạm bơm nông nghiệp và phụ tải sinh hoạt: $$Q_b = P_{max} \cdot (\tan\varphi_1 - \tan\varphi_2) = P_{max} \cdot \left(\sqrt{\frac{1}{\cos^2\varphi_1}-1} - \sqrt{\frac{1}{\cos^2\varphi_2}-1}\right)$$ Nâng hệ số $\cos\varphi$ từ 0,72 lên 0,92 giúp giảm 38,5% tổn thất công suất tác dụng do truyền tải dòng $Q$.
3. Tiêu chuẩn hóa quy tắc vận hành kinh tế máy biến áp: Xác định ngưỡng hệ số phụ tải tới hạn $k_{pt} = 0,45$. Đối với các máy biến áp có $k_{pt} < 0,45$ trong thời gian dài (như các trạm bơm tưới tiêu ngoài vụ mùa), việc hoán đổi sang máy biến áp dung lượng nhỏ hơn mang lại hiệu quả cắt giảm tổn thất sắt $\Delta P_0$ lên tới 55%.

Tiêu chí so sánh	Phương pháp truyền thống	Giải pháp đề xuất trong đồ án	Mức độ cải thiện
Phương pháp tính tổn thất	Ước tính khoán tỷ lệ phẳng	Giải tích vi phân theo thời gian $\tau$ và đồ thị phụ tải	Độ chính xác tăng 25%, bám sát từng nút tải
Giải pháp bù phản kháng	Bù tập trung ngẫu nhiên tại trạm nguồn	Bù phân tán tại các trạm hạ áp có tải cảm biến lớn	Giảm dòng phản kháng trên toàn tuyến 10 kV
Quản lý phụ tải đỉnh	Cắt điện luân phiên khi quá tải	San bằng đồ thị phụ tải + áp dụng biểu giá 3 giá	Giảm công suất đỉnh $P_{max}$ từ 10 - 15%

---

Ứng dụng thực tế và triển khai

Kịch bản áp dụng thực tiễn

1. Tối ưu hóa các trạm bơm tưới tiêu nông nghiệp: Địa bàn Quỳnh Phụ tập trung nhiều trạm biến áp chuyên dùng cho bơm nước nông nghiệp (TBA Bơm Tân Dân 160 kVA, Bơm Quỳnh Mỹ 180 kVA, Bơm Quỳnh Khê 100 kVA). Các trạm này vận hành theo mùa vụ, hệ số công suất rất thấp khi non tải ($\cos\varphi \approx 0,60 - 0,65$).
   • Biện pháp: Đổi tổ đấu dây động cơ bơm từ Tam giác ($\Delta$) sang Sao ($Y$) khi chạy non tải; lắp đặt tụ bù tĩnh 3 pha dung lượng $30 - 50\text{ kVAr}$ ngay tại tủ điện trạm bơm.
2. San bằng đồ thị phụ tải làng nghề và sinh hoạt: Điều chuyển lịch hoạt động của các cơ sở xay xát, cơ khí, gạch Tuynel (TBA Gạch Tuynel Quỳnh Giao 160 kVA) ra khỏi khung giờ cao điểm tối (18h00 – 21h00), chuyển sang giờ thấp điểm đêm (22h00 – 04h00).

gantt
    title Lộ trình triển khai tối ưu hóa lưới điện Quỳnh Phụ
    dateFormat  YYYY-MM
    section Khảo sát & Đo đếm
    Kiểm định và thay thế công tơ hỏng           :2016-01, 2016-03
    Phát quang hành lang tuyến, chỉnh trang sứ     :2016-02, 2016-04
    section Cải tạo Kỹ thuật
    Lắp đặt tụ bù tĩnh hạ áp (Cos phi >= 0.92)   :2016-04, 2016-07
    Điều chỉnh nấc phân áp & Cân bằng pha         :2016-05, 2016-08
    section Nâng cấp Lưới
    Hoán đổi MBA non tải & Chuẩn hóa 22/35 kV     :2016-08, 2016-12

Phân tích hiệu quả kinh tế (Cost-Benefit & ROI)

• Chi phí đầu tư giải pháp tụ bù tĩnh: Trang bị 15 bộ tụ bù hạ áp $50\text{ kVAr}$ cho các nút tải trọng yếu với tổng vốn đầu tư khoảng $75.000.000\text{ VNĐ}$.
• Giá trị làm lợi: Cắt giảm tổn thất hàng năm trên lộ 971 khoảng $491.000\text{ kWh} \times 350\text{ đ/kWh} \approx 171.850.000\text{ VNĐ/năm}$.
• Thời gian hoàn vốn đầu tư (Payback Period): $$T_{hv} = \frac{\text{Tổng vốn đầu tư}}{\text{Lợi nhuận tiết kiệm hàng năm}} = \frac{75.000.000}{171.850.000} \approx 0,44\text{ năm} \quad (\approx 5,3\text{ tháng})$$

---

Hạn chế và hướng phát triển

Hạn chế kỹ thuật

• Số liệu đồ thị phụ tải trong đề tài được đo đếm thủ công theo từng mốc thời gian, chưa có hệ thống ghi nhận dữ liệu thời gian thực tự động (SCADA/DMS).
• Chưa xét đến ảnh hưởng của sóng hài bậc cao do các phụ tải phi tuyến công nghiệp hiện đại gây ra khi đóng cắt tụ bù.

Hướng phát triển tương lai

• Tích hợp hệ thống đo xa tự động qua sóng vô tuyến/GPRS (AMI - Advanced Metering Infrastructure) để giám sát sai số công tơ tức thời.
• Nghiên cứu ứng dụng thuật toán di truyền (Genetic Algorithm) hoặc tối ưu bầy đàn (PSO) để xác định tọa độ nút và dung lượng tụ bù tối ưu toàn cục trên mạng phân phối phức tạp.
• Lập đề án khả thi chuyển đổi toàn diện cấp điện áp 10 kV sang chuẩn hóa 22 kV theo lộ trình phát triển lưới điện thông minh của EVN.

---

Đối tượng hưởng lợi

+-----------------------------------------------------------------------------------+
|                            ĐỐI TƯỢNG HƯỞNG LỢI                                    |
+-----------------------------------------------------------------------------------+
| [Sinh viên & Học viên]                                                           |
| * Nắm vững phương pháp tính toán tổn thất điện năng giải tích theo tau & Tmax     |
| * Tham khảo trọn vẹn mô hình phân rã giá thành 6 thành phần của ngành điện lực    |
+-----------------------------------------------------------------------------------+
| [Kỹ sư vận hành Điện lực]                                                         |
| * Ứng dụng trực tiếp bảng tính Excel/VBA tính toán phân bố công suất nút          |
| * Quy chuẩn hóa giải pháp bù tĩnh hạ áp và điều chỉnh nấc phân áp trạm biến áp    |
+-----------------------------------------------------------------------------------+
| [Doanh nghiệp & Hộ dân tiêu dùng]                                                 |
| * Giảm chi phí giá thành bán lẻ điện thương phẩm, đảm bảo điện áp ổn định         |
| * Triệt tiêu hiện tượng sụt áp, bảo vệ tuổi thọ động cơ điện và thiết bị gia dụng |
+-----------------------------------------------------------------------------------+

---

Câu hỏi thường gặp

1. Yêu cầu kỹ thuật tối thiểu để triển khai lắp đặt tụ bù tĩnh hạ áp là gì?

Cần trang bị rơle điều khiển bù tự động theo hệ số công suất (PFR), contactor chuyên dụng đóng cắt tụ có cuộn điện kháng chống dòng khởi động đỉnh (inrush current), aptomat bảo vệ quá dòng/ngắn mạch và vỏ tủ đạt chuẩn cách điện ngoài trời IP54.

2. Giới hạn bù công suất phản kháng để tránh hiện tượng bù thừa là bao nhiêu?

Không được bù vượt quá giá trị $\cos\varphi = 0,98$ (tránh hiện tượng bù thừa phát ngược công suất $Q$ về lưới gây tăng điện áp đột biến và quá áp cục bộ tại các giờ thấp điểm đêm).

3. Phương pháp cân bằng phụ tải giữa các pha được thực hiện thế nào?

Đo dòng điện pha ($I_A, I_B, I_C$) tại thời điểm phụ tải cực đại ở đầu xuất tuyến hạ áp. Thực hiện đảo dây chuyển các nhánh hộ tiêu thụ 1 pha từ pha có dòng điện cao nhất sang pha có dòng điện thấp nhất sao cho độ lệch dòng điện giữa các pha không vượt quá 10% - 15%.

4. Chi phí khấu hao tài sản cố định có ảnh hưởng lớn đến giá thành điện nông thôn không?

Đối với các hệ thống điện nông thôn cũ vận hành trên 15 - 20 năm, hầu hết tài sản đường dây và trạm biến áp đã hết thời hạn trích khấu hao cơ bản. Chi phí $C_2$ chỉ chiếm $1,26%$ tổng giá thành; yếu tố quyết định giá bán nằm ở chi phí tổn thất điện năng $C_4$.

5. Tại sao cần thay thế máy biến áp vận hành với hệ số phụ tải $k_{pt} < 0,45$?

Khi máy biến áp làm việc non tải ($k_{pt} < 0,45$), tổn thất không tải lõi thép $\Delta P_0$ (tổn thất cố định không phụ thuộc phụ tải) chiếm tỷ lệ áp đảo so với lượng điện năng truyền tải hữu ích, làm hiệu suất máy biến áp $\eta$ giảm sâu và tiêu hao chi phí tổn thất vô ích.

---

Kết luận

Đồ án tốt nghiệp "Nghiên cứu giá thành và giá bán điện năng lưới điện huyện Quỳnh Phụ – Thái Bình, Đề xuất một số giải pháp giảm giá thành điện năng trên lưới" đã giải quyết toàn diện bài toán kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện phân phối địa phương. Bằng việc ứng dụng phương pháp giải tích thời gian tổn thất cực đại $\tau$ và lượng hóa chi tiết 6 thành phần chi phí truyền tải, đề tài đã chỉ ra nguyên nhân cốt lõi đẩy giá thành điện lên cao chính là tỷ lệ tổn thất kỹ thuật (8,2%).

Hệ thống giải pháp đồng bộ được đề xuất bao gồm: lắp đặt tụ bù tĩnh hạ áp, nâng cao hệ số $\cos\varphi \ge 0,92$, cân bằng tải các pha, san bằng đồ thị phụ tải thông qua biểu giá 3 giá và hoán đổi máy biến áp non tải mang tính khả thi cao, chi phí đầu tư thấp và thời gian hoàn vốn dưới 6 tháng. Đây là tài liệu tham khảo có giá trị học thuật và thực tiễn cao cho công tác quản lý, quy hoạch và vận hành tối ưu lưới điện phân phối nông thôn.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1. THỰC TRẠNG LƯỚI ĐIỆN HUYỆN QUỲNH PHỤ 1.NGUÒN CUNG CÁP CHO HUYỆN. Hiện tại huyện Quỳnh Phụ chưa có trạm 110/35 kV mà mới chỉ có 3 trạm trung gian 35/10 kV được cấp điện từ hai nguồn. + Nguồn một được cấp từ đường dây 371 E33 Long Bối.

Điểm câu vào trạm tại cột 92 nhánh Ba Đọ — Quỳnh Côi đường dây E33 Long Bối. + Nguồn hai được cấp từ nguồn 372 E33 từ Hưng Hà về điểm câu đấu phân chia ranh giới quản lý tại cột 52 đường trục của đường dây 371 E33.LƯỚI ĐIỆN CỦA HUYỆN. Do huyện chưa có trạm trung gian 110/35 kV nên việc cấp thường xuyên không én dinh, thuong phai cat dién toan huyện hoặc phải cắt một phần lưới của huyện đề sửa chữa và khi có sự cô. Lưới điện được xây dựng từ những năm 1964-1990 nên thiết bị hầu hết là lạc hậu, đã vận hành qua nhiều năm nên quá rao nát.

Đầu nguồn bố chí đóng cắt bằng cầu dao nên mỗi khi thao tác phía 35 kV thường phải cắt máy cắt từ Long Bối làm gián đoạn thời gian cung cấp điện. Đường dây 35 kV có 48 km trong đó có 14 km từ Long Bối — Cau Nghìn là dây AC70 còn lại (nhánh Ba Đọ — Quỳnh Côi, An Bài — Hệ. là dây ACS0) Đường dây 10 kV có 184 km gồm 61,7 km đường trục là dây AC50 va 122,3 km đường nhánh là dây AC35. Đường dây 0,4 kV có 380 km.

Với cơ sở vật chất kỹ thuật trên đang đủ đề phục vụ năng lượng điện cho các thành phần kinh tế của huyện. Toàn huyện có 38 xã, thi tran dén nay 100% số xã đã có điện phục vụ sinh hoạt sản xuất. Năm 2003 Quỳnh Phụ tiếp nhận sản lượng điện là 3963 1000 kWh, trong đó điện phục vu cho sinh hoạt là 21543000 kWh chiếm 54,3%. Chín tháng đầu năm 2004 tiếp nhận sản lượng điện là 32416000 kWh trong đó điện phục vụ sinh hoạt là 18379000 kWh chiếm 56,7%.

Toàn huyện có 63% số xã có lưới điện được thiết kế theo quy hoạch 37% số xã có lưới điện được phát triển từ lưới điện cũ. Tuy nhiên hệ thống trạm biến áp và dây dẫn của lưới điện huyện Quỳnh Phụ được xây dựng và vận hành trước năm 90 chưa được cải tạo, đường dây được xây dựng và vận hành lâu năm nên chất lượng kém. Trong quá trình vận hành nhất là thời kỳ mưa bão thường xây ra sự cố nên không đáp ứng được nhu cầu cung cấp điện liên tục phục vụ cho sản xuất và sinh hoạt của nhân dân. Tổng công suất của 3 trạm trung gian là 13200 kVA (trạm Quỳnh GCôi là 2.3200 kVA, trạm Vũ Hạ là 2.2500 kVA, trạm An Thái là 1800 kVA.

THONG KE TRAM BIEN AP TIEU THU HIỆN CÓ CỦA HUYỆN DO TRAM TRUNG GIAN QUYNH COI CUNG CAP. 1: Thống kê các trạm biến áp tiêu thụ của lưới. Số Công suât | Cầp điện áp TT Tên trạm Xã lượ (kVA) (kV) ng (1) (2) (3) (4) (5) (6) 1 |L6 971 TG Quynh Céi 3420 2 |TBA Doan xa Quynh Hai 180 10/0.4 1 3 |TBA Quang ba Quynh Hai 100 10/0.4 1 4 |TBALé x4 Quynh Hai 180 10/0.4 1 5_ | TBA giống cây trồng Quỳnh Hưng 100 10/0.4 1 6 |TBAbom Quynh Hung — |Quynh Hung 100 10/0.4 1 7 |TBA My Gia Quynh Hung 180 10/0.4 1 8 |TBA bom giéng cay Quynh Hung 50 10/0.4 1 9 |TBA bom Tân Dân Quynh Hung 160 10/0.4 1 10 |TBA bom Quynh My Quynh My 180 10/0.4 1 11 |TBA Mỹ Châu Quỳnh Mỹ 250 10/0.4 1 12 |TBA My Hung Quynh My 160 10/0.4 1 13 |TBA bom Bắc Sơn Bac Son 100 10/0.4 1 14 |TBA Nam Dai Quỳnh Bảo 160 10/0.4 1 TBA Trinh Nguyén Quynh Nguyén 180 10/0.4 1 (1) |(2) (3) (4) (5) (6) 15 |TBA bơm Quỳnh Châu |Quỳnh Châu 180 10/0.4 1 16 |TBA Chợ Hới Quynh Nguyén 180 10/0.4 1 17 |TBA QuỳnhNguyên Quỳnh Nguyên 100 10/0.4 1 18 |TBA Kha nang Quynh Chau 180 10/0.4 1 19 |TBA My Hoang Quynh Chau 100 10/0.4 1 20 |TBA Phuong Qua Quynh Nguyén 250 10/0.4 1 21 |TBA Bac Son Bac Son 250 10/0.4 1 (1) |(2) (3) (4) (5) (6) 22 |TBA bơm QuỳnhBảo |Quỳnh Bảo 100 10/0.Quynh Côi 1130 23 |TBA khul TT Quỳnh Côi 250 10/0.4 1 24 |TBA Chỉ nhánh điện TT Quỳnh Côi 50 10/0.4 1 25 |TBA Bưu điện TT Quỳnh Côi 50 10/0.4 1 26 |TBA khuIV TT Quynh Céi 250 10/0.4 1 27 |TBA Mỹ Hà TT Quỳnh Côi 50 10/0.4 1 28 |TBA Bénh vién TT Quynh Céi 50 10/0.4 1 29 |TBA khu III TT Quynh Céi 250 10/0.4 1 30 |TBA bom Quynh Hai |TT Quỳnh Côi 180 10/0.4 1 II |Lộ 973 TG Quỳnh côi 4420 31 |TBA Quỳnh Lương I Quỳnh Hồng 180 10/0.4 1 32 |TBA Đồn xá Quỳnh Hồng 180 10/0.4 1 33 |TBA Quỳnh Vân II Quỳnh Hồng 160 10/0.4 1 34 |TBA An Phú I Quỳnh Hải 180 10/0.4 1 35 |TBA An Phi II Quynh Hai 180 10/0.4 1 36 |TBA Xuan trach Quynh Hai 180 10/0.4 1 37 |TBA Cầu xá Quỳnh Hải 100 10/0.4 1 38 |TBA Phụng công Quỳnh Hội 320 10/0.4 1 39 |TBA Bom Quynh Héi |Quỳnh Hội 100 10/0.4 1 40 |TBA Nguyén x4 Quỳnh Hội 180 10/0.4 1 4I |TBA Đông xá Quỳnh Hội 180 10/0.4 1 42 |TBA bom Luong my Quỳnh Hội 100 10/0.4 1 43 |TBA Luong my Quỳnh Hội 180 10/0.4 1 44 |TBA Tân hoá Quỳnh Hội 180 10/0.4 1 45 |TBA Thượng xá Quỳnh Minh 180 10/0.4 1 46 |TBA Dai lam Quynh Tho 250 10/0.4 1 (1) |(2) (3) (4) (5) (6) 47 |TBA Chí minh Quỳnh Minh 250 1004 | 1 48 |TBA Tiên bá Quỳnh Thọ 100 100.4 | 1 49 |TBA Cấp 3 Quỳnh thọ | Quynh Tho 50 100.4 | 1 50 |TBA Bac son Quynh Tho 100 100.4 | 1 51 |TBA An kí Quỳnh Minh 180 100.4 | 1 52 |TBA Bom cau me Quynh Minh 160 100.4 | 1 53 |TBA Dinh da An Hiép 250 100.4 | 1 54 |TBA Nam cầu An Hiệp 250 100.4 | 1 55 |TBA Nguyên xá An Hiép 250 100.4 | 1 IV |Lộ 974 TG Quỳnh côi 6410 56 |TBA bơm Quỳnh khê |Quỳnh Khê 100 100.4 | 1 57 |TBA Quỳnh lương Quỳnh Hồng 250 100.4 | 1 58 |TBA bom Quynh van |Quỳnh Vân 180 100.4 | 1 59 |TBA Bom Quynh ru |Quỳnh Hoàng 100 100.4 | 1 60 |TBA Tra nam Quynh Héng 100 100.4 | 1 61 |TBA Bom Quynh son |Quỳnh Sơn 100 100.4 | 1 62 |TBA Da thon Quynh Khé 160 100.4 | 1 63 |TBA Bom Quynh ha Quynh Ngoc 50 100.4 | 1 64 |TBA Bai trang Quynh Hoa 180 100.4 | 1 65 |TBA Dong neo Quynh Giao 180 100.4 | 1 66 |TBA Bé trang Quynh Hoa 250 100.4 | 1 67 |TBA Bơm Quynh hoa |Quỳnh Hoa 100 100.4 | 1 68 |TBA Ngoc qué I Quynh Hoa 250 100.4 | 1 69 |TBA Ngọc quế II Quỳnh Hoa 160 100.4 | 1 70 |TBA Bom Cir gao Quynh Héng 50 100.4 | 1 71 |TBA Bom Quynh giao | Quynh Giao 50 100.4 | 1 (1) |2) (3) (4) (5) (6) 72 _|TBA Sơn đông Quỳnh Giao 160 10/0.4 1 73 |TBA An Hiép Quynh|Quynh Giao 250 10/0.4 1 74 |Giao Quynh Giao 320 10/0.4 1 75 |TBA Gạch tuy nen Quỳnh Giao 160 10/0.4 1 76 |TBA Bai lan Quynh Giao 250 10/0.4 1 77 |TBAAn lộng quỳnh Quỳnh Hoàng 100 10/0.4 1 78 |hoàng Quỳnh Hoàng 100 10/0.4 1 79 |TBA Can Phan Quynh Hoang 100 10/0.4 1 80 |TBA Ngo mua Quynh Lam 250 10/0.4 1 81 |TBA An trực Quỳnh Lâm 50 10/0.4 1 g2 |TBA Bom Quynh lam — | Quynh Lam 160 10/0.4 1 83 | TBA X6m 5 Quynh lam |Quỳnh Lâm 160 10/0.4 1 §4 |TBA Xóm mới Quỳnh |Quỳnh Lâm 160 10/0.4 1 86 |TBA Xóm 3 Quỳnh lâm | Quynh Son 180 10/0.4 1 g7 |TBA Xóm 2 Quỳnh lâm Quỳnh Sơn 250 10/0.4 1 8§ |TBA La triều Quỳnh Sơn 180 1004 | 1 so |TBA Cầu sim Quỳnh Khê 160 10/0.4 1 99 |TBA Thượng thọ Quynh Khé 160 10/0.4 1 91 |TBA Ngẫu khê Quỳnh Khê 100 10/0.4 1 92 |TBA Ky trang Quynh Ngoc 180 10/0.4 1 93 | TBA Trung linh Quynh Ngoc 180 10/0.4 1 94 |TBA Buong Thuong Quynh Ngoc 100 10/0.4 1 TBA Buong Ha TBA Can du I TBA Cần du II CHƯƠNG 2. NGHIÊN CỨU GIÁ THÀNH VÀ GIÁ BÁN ĐIỆN NĂNG 2.

ĐẶC ĐIÊM VÀ KÉT CẤU CÚA GIÁ THÀNH ĐIỆN NĂNG 2. Đặc điểm của giá thành điện năng. - Khác với các loại sản phẩm hàng hoá khác, điện năng đáp ứng nhanh chóng những biến đổi của nhu cầu tại mọi thời điểm và không có sản phẩm đở dang. Do đó tất cả các khâu sản xuất, truyền tai và phân phối xảy ra đồng thời và luôn ở trong tình trạng đáp ứng nhu cầu của phụ tải.

Đặc điểm này tạo điều kiện thuận lợi cho việc tính toán, theo dõi việc thực hiện kế hoạch sản xuất. - Đồ thị phụ tải: có ảnh hưởng lớn tới giá thành điện năng mà giá thành điện năng phụ thuộc vào chi phí để tiện cho theo đối sản xuất người ta thường chia chi phí ra thành hai loại: + Chỉ phí cô định quy ước là loại chỉ phí không phụ thuộc vào chế độ làm việc của đồ thị phụ tải. + Chỉ phí thay đổi quy ước là các chi phi phụ thuộc vào chế độ làm việc của đồ thị phụ tải, đặc thù nhất là chi phí cho nhiên liệu, chỉ phí cho hao tổn. - Giá thành sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng có mối liên quan mật thiết với nhau.

Vì vậy, giá thành điện năng thông thường là biểu hiện cả giá thành sản xuất cộng truyền tải, phân phối. - Việc tiêu thụ điện năng không tiến hành riêng lẻ đối với từng xí nghiệp mà phải thông qua một hệ thống cung cấp điện năng chung cho toàn khu vực. Vì vậy, kết cấu của hệ thống sản xuất, truyền tải và phân phối có ảnh hưởng rõ đến giá thành điện năng. - Có sự trao đồi với hệ thống bên ngoài nên nó cũng chịu ảnh hưởng bởi giá thành của hệ thống lân cận.

Kết cấu giá thành điện năng. Việc nghiên cứu kết cầu giá thành giúp ta nắm được sự biến động của từng loại chỉ phí, nguyên nhân của sự biến động này đề từ đó tìm ra các biện pháp hạ giá thành sản phẩm điện năng. Vậy kết cầu giá thành điện năng phụ thuộc vào hai yếu tố chính: - Phụ thuộc vảo loại hình nhà máy sản xuất điện năng. - Phụ thuộc vào trình độ kỹ thuật sản xuất, mức độ cơ khí hoá, tự động hoá giá thành nguyên vật liệu trình độ của cán bộ công nhân viên phương thức quản lý, kinh doanh.

PHUONG PHAP XAC DINH CHI PHI TRUYEN TAI VA PHAN PHOI DIEN NANG.