Bối cảnh và vấn đề nghiên cứu

Trong tiến trình công nghiệp hóa và hiện đại hóa, nhu cầu tiêu thụ điện năng phục vụ đời sống sinh hoạt và hoạt động sản xuất kinh doanh tại các vùng nông thôn ngày càng gia tăng. Tuy nhiên, công tác quản lý và phân phối điện năng tại khu vực nông thôn còn nhiều bất cập, mạng lưới phân phối điện mang tính chắp vá, chưa đáp ứng đầy đủ các tiêu chuẩn kinh tế – kỹ thuật, dẫn đến tổn thất điện năng cao và giá thành bán điện tới các hộ tiêu thụ ở mức lớn. 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" được thực hiện nhằm giải quyết các yêu cầu thực tiễn cấp bách này.

Nhiệm vụ và mục tiêu nghiên cứu của đề tài bao gồm:

  1. Khảo sát, thu thập và phân tích thực trạng hệ thống nguồn, lưới điện phân phối 35 kV, 10 kV, 0,4 kV và các trạm biến áp trên địa bàn huyện Quỳnh Phụ, tỉnh Thái Bình.
  2. Xây dựng cơ sở lý luận về giá thành điện năng, thiết lập phương pháp tính toán tổn thất điện năng trên đường dây và máy biến áp, từ đó xác định các thành phần chi phí cấu thành giá thành truyền tải và phân phối điện năng thực tế tại địa phương.
  3. Đề xuất hệ thống các giải pháp đồng bộ về mặt kỹ thuật, quản lý kỹ thuật, quản lý kinh doanh và xã hội nhằm giảm thiểu tổn thất điện năng, hạ giá thành truyền tải và phân phối điện trên lưới.
  • Đối tượng nghiên cứu: Cơ cấu giá thành, giá bán điện năng và các yếu tố kỹ thuật gây tổn thất điện năng trên hệ thống phân phối.
  • Phạm vi không gian: Hệ thống lưới điện phân phối thuộc huyện Quỳnh Phụ, tỉnh Thái Bình, trọng tâm khảo sát là các lộ phân phối (971, 972, 973, 974) do trạm biến áp trung gian Quỳnh Côi cung cấp cùng hệ thống các trạm biến áp tiêu thụ trên địa bàn.
  • Phạm vi thời gian và số liệu: Số liệu thống kê vận hành giai đoạn 2003 – 2004 và chu kỳ tính toán tổn thất kỹ thuật, chi phí năm 2008 của Chi nhánh điện huyện Quỳnh Phụ.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp

Đồ án vận dụng các nguyên lý kỹ thuật điện, kinh tế năng lượng và mô hình tính toán giải tích phân tích lưới điện phân phối:

Khung lý thuyết và mô hình tính toán

Giá thành truyền tải và phân phối điện năng được xác định dựa trên tổng chi phí quy về một đơn vị điện năng thương phẩm: $$g_{tt} = \frac{C_{tt}}{A_b} \quad (\text{đ/kWh})$$

Trong đó, tổng chi phí truyền tải và phân phối ($C_{tt}$) được cấu thành từ 6 thành phần: $$C_{tt} = C_m + C_{kh} + C_{ht} + C_{tl} + C_{sc} + C_k$$

  • $C_m$: Chi phí mua điện tại thanh cái lưới phân phối ($C_m = g_{TC} \cdot A_b$).
  • $C_{kh}$: Chi phí khấu hao tài sản cố định (đường dây và trạm biến áp), xác định theo phương pháp khấu hao định mức cố định hoặc phương pháp thực nghiệm dựa trên tỷ lệ khấu hao cơ bản ($c%$) và khấu hao sửa chữa lớn ($s%$).
  • $C_{tl}$: Chi phí tiền lương và các khoản trích theo lương (Bảo hiểm xã hội 15%, Bảo hiểm y tế 2%, Bảo hiểm lao động 2%) tính theo định mức biên chế trên mỗi km đường dây ($K_{bc} = 0,31$ người/km).
  • $C_{ht}$: Chi phí bù đắp hao tổn điện năng, phụ thuộc vào giá thành đơn vị hao tổn ($g_{ht}$) và tổng lượng điện năng hao tổn ($\Delta A$).
  • $C_{sc}$: Chi phí sửa chữa đường dây và máy biến áp (được chọn bằng 3% tiền điện hàng năm).
  • $C_k$: Chi phí quản lý và phụ trợ khác, được xác định bằng 30% tổng chi phí khấu hao và tiền lương: $C_k = 0,3 \cdot (C_{kh} + C_{tl})$.

Mô hình tổn thất điện năng được phân tích thành tổn thất kỹ thuật ($\Delta A_{kt}$) và tổn thất kinh doanh ($\Delta A_{kd}$):

  • Tổn thất điện năng trên đường dây: $\Delta A_{dd} = \Delta P \cdot \tau = 3 I_{max}^2 \cdot R \cdot \tau$
  • Thời gian tổn thất công suất cực đại ($\tau$): Xác định qua thời gian sử dụng công suất cực đại ($T_{max}$) theo công thức thực nghiệm: $\tau = (0,124 + T_{max} \cdot 10^{-4})^2 \cdot 8760$ (giờ).
  • Tổn thất điện năng trong máy biến áp: Gồm tổn thất không tải trong lõi thép ($\Delta A_{Fe} = \Delta P_0 \cdot T$) và tổn thất ngắn mạch trong cuộn dây ($\Delta A_{Cu} = \Delta P_k \cdot K_{pt}^2 \cdot \tau$).
  • Mô hình tính toán công suất bù phản kháng: $Q_b = P \cdot (\tan\varphi_1 - \tan\varphi_2)$.

Phương pháp nghiên cứu và nguồn dữ liệu

  • Phương pháp thu thập và thống kê: Tập hợp dữ liệu vận hành thực tế về sơ đồ nguyên lý, chiều dài đường dây, chủng loại dây dẫn (AC70, AC50, AC35), thông số kỹ thuật của từng trạm biến áp tiêu thụ từ Chi nhánh điện huyện Quỳnh Phụ.
  • Phương pháp giải tích kỹ thuật kết hợp tin học ứng dụng: Sử dụng bảng tính Microsoft Excel để lập trình tự động hóa các công thức tính tổn thất công suất, tổn thất điện áp và tổn thất điện năng theo thời gian hao tổn công suất lớn nhất cho toàn bộ các nút tải và đường dây phân phối.

Nội dung chính theo từng chương

Chương 1: Thực trạng lưới điện huyện Quỳnh Phụ – Thái Bình

Lưới điện huyện Quỳnh Phụ tại thời điểm khảo sát chưa có trạm biến áp 110/35 kV riêng mà nhận điện từ hai nguồn thông qua 3 trạm trung gian 35/10 kV:

  • Nguồn 1: Cấp từ đường dây 371 E33 Long Bối (điểm đấu nối tại cột 92 nhánh Ba Đọ – Quỳnh Côi).
  • Nguồn 2: Cấp từ nguồn 372 E33 từ Hưng Hà (ranh giới quản lý tại cột 52 đường trục 371 E33).
  • Toàn huyện có 3 trạm trung gian 35/10 kV với tổng dung lượng 13.200 kVA:
    • Trạm trung gian Quỳnh Côi: $2 \times 3.200\text{ kVA}$.
    • Trạm trung gian Vũ Hạ: $2 \times 2.500\text{ kVA}$.
    • Trạm trung gian An Thái: $1 \times 1.800\text{ kVA}$.
Cấp điện áp Chiều dài tuyến (km) Đặc điểm kỹ thuật và chủng loại dây dẫn
Đường dây 35 kV 48,0 14 km đoạn Long Bối – Cầu Nghìn dùng dây AC70; còn lại là dây AC50
Đường dây 10 kV 184,0 61,7 km đường trục dùng dây AC50; 122,3 km đường nhánh dùng dây AC35
Đường dây 0,4 kV 380,0 Phân phối tới các hộ tiêu thụ tại 38 xã và thị trấn

Về mức độ tiêu thụ điện năng: Toàn bộ 100% số xã đã có điện lưới. Năm 2003, sản lượng điện tiếp nhận đạt 39.631.000 kWh (trong đó sinh hoạt chiếm 54,3% với 21.543.000 kWh). Trong 9 tháng đầu năm 2004, sản lượng điện tiếp nhận đạt 32.416.000 kWh (điện sinh hoạt chiếm 56,7% với 18.379.000 kWh).

Tác giả đã thống kê toàn bộ các trạm biến áp tiêu thụ thuộc 4 lộ xuất tuyến của trạm trung gian Quỳnh Côi:

  • Lộ 971 (Tổng công suất 3.420 kVA): Gồm 21 trạm biến áp (Đoàn Xá, Quảng Xá, Lê Xá, Mỹ Giá, Phương Quả, Trình Nguyên, Quỳnh Châu...).
  • Lộ 972 (Tổng công suất 1.130 kVA): Cung cấp cho khu vực thị trấn Quỳnh Côi gồm 8 trạm (Khu I, Khu III, Khu IV, Bệnh viện, Bưu điện, Chi nhánh điện...).
  • Lộ 973 (Tổng công suất 4.420 kVA): Gồm 25 trạm biến áp tại các xã Quỳnh Hồng, Quỳnh Hải, Quỳnh Hội, Quỳnh Minh, Quỳnh Thọ, An Hiệp.
  • Lộ 974 (Tổng công suất 6.410 kVA): Gồm 39 trạm biến áp cấp điện cho các xã Quỳnh Khê, Quỳnh Hoa, Quỳnh Giao, Quỳnh Hoàng, Quỳnh Lâm, Quỳnh Sơn, Quỳnh Ngọc.

Đánh giá thực trạng cho thấy 63% số xã có lưới điện được thiết kế theo quy hoạch, 37% số xã phát triển tự phát từ lưới điện cũ xây dựng từ giai đoạn 1964 – 1990. Các thiết bị đóng cắt đầu nguồn chủ yếu dùng cầu dao, dây dẫn bị chùng võng rão nát, gây mất điện diện rộng khi thao tác hoặc xảy ra sự cố trong mùa mưa bão.

Chương 2: Nghiên cứu giá thành và giá bán điện năng

Tác giả phân tích các đặc trưng kinh tế của sản phẩm điện năng (tính đồng thời giữa sản xuất - truyền tải - tiêu thụ, không có sản phẩm dở dang) và tiến hành tính toán định lượng các thành phần chi phí truyền tải, phân phối trên lưới điện Quỳnh Phụ.

1. Kết quả tính toán tổn thất thực tế: Lấy mẫu tính toán chi tiết trên lộ 971 với các thông số vận hành: $T_{max} = 3716\text{ h}$, $\tau = 2152\text{ h}$, hệ số $\cos\varphi = 0,85$. Ví dụ tại trạm biến áp Đoàn Xá (trạm số 15, cấp điện cho xã Quỳnh Hải, điện năng tiêu thụ năm 638.620 kWh), tổn thất sắt tính được là $\Delta A_{Fe15} = 10.512\text{ kWh}$, tổn thất đồng là $\Delta A_{Cu15} = 2.003\text{ kWh}$.

Tổng hợp cán cân điện năng toàn huyện:

  • Điện năng mua vào ($A_{mua}$): $26.002.546\text{ kWh}$
  • Điện năng bán ra ($A_{bán}$): $23.855.385\text{ kWh}$
  • Tổn thất kỹ thuật ($\Delta A_{kt}$): $1.639.713\text{ kWh}$
  • Tổn thất kinh doanh ($\Delta A_{kd}$): $507.448\text{ kWh}$
  • Tỷ lệ tổn thất điện năng tổng cộng: $\Delta A% = 8,2%$

2. Xác định các thành phần chi phí đơn vị:

Thành phần chi phí Ký hiệu Giá trị tính toán (đ/kWh) Căn cứ xác định
Chi phí mua điện $C_1$ 350,00 Giá mua điện tại thanh cái phân phối
Chi phí khấu hao $C_2$ 5,17 Tổng khấu hao đường dây và MBA ($68,472 \cdot 10^6\text{ đ}$) chia cho $A_b$
Chi phí tiền lương $C_3$ 10,30 57 nhân sự, lương 700.000 đ/tháng, kèm BHXH (15%), BHYT (2%), BHLĐ (2%)
Chi phí hao tổn $C_4$ 27,97 Xác định từ đơn giá hao tổn $g_{ht} = 407\text{ đ/kWh}$ và $\Delta A$
Chi phí sửa chữa $C_5$ 11,44 Định mức 3% doanh thu tiền điện hàng năm
Chi phí khác $C_6$ 4,64 $30% \times (C_2 + C_3)$
Tổng giá thành ($g_{tt}$) 409,52 $\sum C_i$ ($i = 1 \div 6$)

Khi xét đến việc lưới điện đã vận hành lâu năm hết thời gian tính khấu hao ban đầu (chuyển khấu hao vào chi phí sửa chữa lớn), giá thành truyền tải không tính $C_{kh}$ giảm xuống còn 404,35 đ/kWh.

Phân tích độ nhạy của giá thành theo tổn thất và sản lượng điện thương phẩm:

  • Khi tổn thất kỹ thuật giảm từ $6,31%$ xuống $6,25%$ (với cùng sản lượng bán), giá thành truyền tải giảm từ $409,52\text{ đ/kWh}$ xuống $409,29\text{ đ/kWh}$.
  • Khi sản lượng điện thương phẩm tăng lên $24.145.789\text{ kWh}$ (với lượng hao tổn giữ nguyên), giá thành truyền tải được tối ưu hóa rõ rệt.

Chương 3: Đề xuất các giải pháp giảm giá thành điện năng trên lưới

Dựa trên kết quả phân tích cho thấy chi phí bù hao tổn điện năng chiếm tỷ trọng rất cao ($C_4 = 27,97\text{ đ/kWh}$), tác giả đề xuất 8 nhóm giải pháp kỹ thuật kết hợp với các biện pháp quản lý:

  1. Nâng cao hệ số công suất ($\cos\varphi$) của mạng điện:

    • Nâng cao $\cos\varphi$ tự nhiên: Thay thế các động cơ không đồng bộ và máy biến áp thường xuyên làm việc non tải (hệ số tải $K_{pt} < 0,45$) bằng thiết bị có công suất phù hợp; chuyển đổi tổ đấu dây từ tam giác sang sao đối với động cơ non tải; hạn chế động cơ chạy không tải.
    • Bù công suất phản kháng: Đặt tụ bù tĩnh tại các trạm biến áp và các nút phụ tải lớn theo công thức $Q_b = P \cdot (\tan\varphi_1 - \tan\varphi_2)$ để giảm dòng phản kháng chạy trên đường dây.

  2. Nâng cao điện áp vận hành của lưới:

    • Điều chỉnh đầu phân áp tại các máy biến áp trung gian và trạm phân phối phù hợp với biểu đồ phụ tải.
    • Ứng dụng tụ điện mắc nối tiếp để giảm điện kháng tổng $X_\Sigma$ của đường dây, giảm sụt áp $\Delta U$.

  3. San bằng đồ thị phụ tải:

    • Vận động các phụ tải sản xuất công nghiệp, tiểu thủ công nghiệp và trạm bơm tưới tiêu chuyển dịch giờ làm việc, hạn chế vận hành vào giờ cao điểm của hệ thống.
    • Áp dụng biểu giá điện nhiều giá (công tơ 3 giá) để điều tiết hành vi dùng điện của khách hàng.

  4. Cân bằng phụ tải giữa các pha:

    • Đo đạc dòng điện các pha tại thời điểm phụ tải cực đại trên từng xuất tuyến để tiến hành đảo pha, phân chia lại các nhánh phụ tải 1 pha, giảm dòng điện chạy trong dây trung tính nhằm triệt tiêu tổn thất công suất phụ.

  5. Cải tạo và hoàn thiện cấu trúc lưới điện:

    • Quy hoạch chuẩn hóa cấp điện áp, thay thế các tuyến dây trần cũ nát có tiết diện nhỏ bằng dây dẫn có tiết diện chuẩn kinh tế, xóa bỏ tình trạng bán kính cấp điện quá dài.

  6. Sử dụng các thiết bị điều chỉnh điện áp chuyên dụng:

    • Lắp đặt tụ bù tĩnh có điều khiển đóng cắt theo cấp; nghiên cứu áp dụng máy biến áp tự động điều chỉnh điện áp dưới tải tại các nút phụ tải trọng điểm.

  7. Loại trừ rò rỉ điện năng trên tuyến dây:

    • Tổ chức phát quang hành lang tuyến định kỳ trước mùa mưa bão; kiểm tra và thay thế định kỳ các chuỗi sứ cách điện, xà, cột bị nứt vỡ hoặc suy giảm cách điện.

  8. Hoàn thiện công tác đo đếm và quản lý:

    • Kiểm định, kẹp chì niêm phong 100% hệ thống công tơ đo đếm, biến dòng (TI), biến áp đo lường (TU).
    • Tăng cường kiểm tra, xử phạt hành vi câu móc trộm cắp điện; bồi dưỡng nâng cao tay nghề và ý thức kỷ luật cho đội ngũ 57 công nhân quản lý vận hành.

Kết quả và đóng góp

  • Về mặt kỹ thuật và tính toán: Đồ án đã bóc tách chi tiết hệ thống phân phối huyện Quỳnh Phụ với 4 lộ đường dây trạm Quỳnh Côi (tổng công suất đặt 15.380 kVA) và 184 km đường dây 10 kV. Xác định chính xác tỷ lệ tổn thất điện năng thực tế toàn huyện là $8,2%$ (tương đương 2.147.161 kWh thất thoát mỗi năm).
  • Về mặt kinh tế: Xác định chính xác giá thành truyền tải phân phối 1 kWh là 409,52 đ/kWh; chứng minh được chi phí tổn thất ($27,97\text{ đ/kWh}$) chiếm tỷ trọng lớn thứ hai sau chi phí mua điện gốc ($350\text{ đ/kWh}$), trong khi chi phí khấu hao chỉ chiếm phần nhỏ ($5,17\text{ đ/kWh}$).
  • Về mặt ứng dụng: Xây dựng hệ thống giải pháp giảm tổn thất toàn diện, từ tính toán dung lượng tụ bù phản kháng, phương pháp cân bằng pha đến quy trình kiểm định đo đếm và quản lý kinh doanh điện nông thôn.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

  • Hạn chế: Do giới hạn thời gian thực hiện (3 tháng) và nguồn dữ liệu thực tế tại địa phương, phần tính toán tổn thất chi tiết theo từng phân đoạn đường dây và trạm biến áp mới được thực hiện mẫu trên lộ 971 trạm Quỳnh Côi; chưa khảo sát đầy đủ số liệu đo đạc thông số chất lượng điện năng sóng hài hay dao động điện áp chi tiết.
  • Hướng nghiên cứu tiếp:
    • Mở rộng thuật toán tính toán tổn thất tự động cho toàn bộ các lộ 972, 973, 974 và các trạm biến áp thuộc trạm Vũ Hạ, An Thái.
    • Tính toán bài toán tối ưu hóa vị trí và dung lượng lắp đặt tụ bù trên toàn bộ lưới phân phối trung - hạ áp huyện Quỳnh Phụ bằng các phần mềm chuyên dụng.
    • Lập luận chứng kinh tế - kỹ thuật cho phương án xây dựng trạm biến áp 110/35 kV Quỳnh Phụ để thay thế phương thức cấp điện qua đường dây 35 kV kéo dài từ Long Bối và Hưng Hà.

Giá trị tham khảo

Đồ án là tài liệu tham khảo thiết thực cho:

  • Sinh viên ngành Kỹ thuật điện, Điện công nghiệp, Hệ thống điện: Tham khảo phương pháp luận tính toán tổn thất điện năng thực tế trên lưới điện nông thôn bằng Excel, phương pháp phân tích cơ cấu giá thành phân phối điện năng.
  • Kỹ sư quản lý vận hành điện lực cấp huyện/thị xã: Ứng dụng các bảng tính toán mẫu về tổn thất máy biến áp, đường dây và các giải pháp cân bằng pha, bù công suất phản kháng nhằm giảm giá thành vận hành mạng lưới.

Câu hỏi thường gặp

1. Nguồn cung cấp điện chính cho huyện Quỳnh Phụ gồm những nguồn nào?

Huyện Quỳnh Phụ nhận điện từ hai nguồn trung gian 35 kV: Nguồn 1 lấy từ đường dây 371 E33 Long Bối (đấu tại cột 92 nhánh Ba Đọ – Quỳnh Côi) và Nguồn 2 lấy từ đường dây 372 E33 Hưng Hà (đấu tại cột 52 trục đường dây 371 E33). Điện áp được hạ qua 3 trạm biến áp trung gian 35/10 kV gồm: Quỳnh Côi ($2 \times 3.200\text{ kVA}$), Vũ Hạ ($2 \times 2.500\text{ kVA}$) và An Thái ($1 \times 1.800\text{ kVA}$) với tổng công suất 13.200 kVA.

2. Tổng giá thành truyền tải và phân phối 1 kWh điện tại Quỳnh Phụ là bao nhiêu và gồm những chi phí nào?

Tổng giá thành truyền tải và phân phối $g_{tt}$ được tính toán là 409,52 đ/kWh, cấu thành từ 6 khoản mục:

  1. Chi phí mua điện ($C_1$): $350,00\text{ đ/kWh}$
  2. Chi phí khấu hao ($C_2$): $5,17\text{ đ/kWh}$
  3. Chi phí tiền lương ($C_3$): $10,30\text{ đ/kWh}$
  4. Chi phí cho hao tổn ($C_4$): $27,97\text{ đ/kWh}$
  5. Chi phí sửa chữa ($C_5$): $11,44\text{ đ/kWh}$
  6. Chi phí khác ($C_6$): $4,64\text{ đ/kWh}$

3. Tỷ lệ tổn thất điện năng trên toàn huyện được xác định là bao nhiêu?

Tổng lượng điện mua vào là 26.002.546 kWh, điện bán ra là 23.855.385 kWh. Tổn thất điện năng toàn mạng là 8,2% (tương đương 2.147.161 kWh), bao gồm tổn thất kỹ thuật là 1.639.713 kWh và tổn thất kinh doanh là 507.448 kWh.

4. Tại sao việc nâng cao hệ số công suất $\cos\varphi$ lại là giải pháp trọng tâm để hạ giá thành điện năng?

Vì động cơ không đồng bộ và máy biến áp trong lưới tiêu thụ tới 80 – 90% tổng công suất phản kháng $Q$. Khi nâng cao hệ số $\cos\varphi$ (bằng cách chống chạy non tải và đặt tụ bù phản kháng $Q_b$), lượng công suất phản kháng truyền tải trên đường dây giảm xuống, trực tiếp làm giảm tổn thất công suất tác dụng $\Delta P$, giảm sụt áp $\Delta U$, từ đó hạ thấp chi phí hao tổn $C_4$ (vốn chiếm tới 27,97 đ/kWh trong cơ cấu giá thành).

Kết luận

Đồ án tốt nghiệp của tác giả Nguyễn Minh Hải đã hoàn thành việc khảo sát toàn diện hiện trạng lưới điện phân phối huyện Quỳnh Phụ, tỉnh Thái Bình và thiết lập mô hình tính toán chi tiết giá thành truyền tải - phân phối điện năng đạt mức 409,52 đ/kWh. Kết quả nghiên cứu đã chỉ rõ tổn thất điện năng (8,2%) là nguyên nhân chính đẩy giá thành phân phối lên cao. Hệ thống 8 giải pháp kỹ thuật kết hợp với các biện pháp quản lý được đề xuất có giá trị thực tiễn cao, đóng góp cơ sở khoa học quan trọng cho công tác quản lý, cải tạo lưới điện và hạ giá bán điện sinh hoạt, sản xuất tại địa phương.