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

TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM
TỔNG CÔNG TY
ĐIỆN LỰC MIỀN NAM

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

ĐỀ ÁN
Giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải và phân phối điện
giai đoạn năm 2016-2020 – EVN SPC
(Đính kèm Quyết định số

/QĐ-EVN SPC ngày

tháng 5 năm 2016)

Căn cứ Quyết định số 176/QĐ-EVN, ngày 02/10/2015 của Tập đoàn Điện lực Việt
Nam về phê duyệt Đề án Nâng cao hiệu quả SXKD và Năng suất lao động giai đoạn 20162020 của Tổng công ty Điện lực miền Nam;
Căn cứ Đề án số 4962/ĐA-EVN SC ngày 29/6/2015 của Tổng công ty Điện lực
miền Nam về giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải và phân phối điện giai đoạn năm 20162020;
Căn cứ Tờ trình ngày 29/01/2016 của Ban KTSX, KD, KGMBĐ về giao kế hoạch
TTĐN các đơn vị giai đoạn năm 2016-2020 đã được Tổng Giám đốc phê duyệt.
Căn cứ kế hoạch của Tập đoàn Điện lực Việt Nam giao lộ trình giảm tỷ lệ điện dùng
để truyền tải và phân phối điện (TTĐN) của Tổng công ty Điện lực miền Nam (TCT) giai
đoạn năm 2016-2020 để đến năm 2020 tỷ lệ TTĐN là 4%, Tổng công ty xây dựng Đề án
giảm tỷ lệ điện dùng để truyền tải và phân phối điện giai đoạn năm 2016-2020, cụ thể như
sau:
PHẦN THỨ NHẤT: ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ THỰC HIỆN GIẢM TTĐN GIAI
ĐOẠN NĂM 2011-2015.
I. TÌNH HÌNH THỰC HIỆN GIẢM TTĐN GIAI ĐOẠN NĂM 2011-2015:
1. Tình hình sản xuất kinh doanh, đầu tư xây dựng giai đoạn năm 2011-2015:

1.1. Sản xuất và cung ứng điện giai đoạn 2011-2015:
1.1.1. Điện thương phẩm (triệu kWh):
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 của các đơn vị.
1.1.4. Biểu đồ phụ tải 24 giờ ngày điển hình giai đoạn năm 2011-2015.
Trên địa bàn EVN SPC, phụ tải phân bố tập trung tại các khu vực có khu công
nghiệp, nhà máy và các thành phố, thị xã và phân tán tại các khu vực nông thôn, miền núi.
Cao điểm phụ tải EVN SPC thường xuất hiện từ tháng 4 đến tháng 12. Các tháng
mùa khô (tháng 4,5,6) hệ thống điện vận hành với phụ tải tăng cao nhưng các nhà máy thủy
điện phía Nam phát công suất hạn chế vì thiếu nước.
Đồ thị phụ tải ngày điển hình của EVN SPC: (Đính kèm chi tiết tại Phụ lục II)

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 thanh cái 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 thế
Tụ bù (MVAr):

− Tổng dung lượng (MVAr)

1.2.2. Quản lý kinh doanh:
- Số lượng công tơ:
Nội bộ
Số
lượng
theo
năm
2011
2012
2013
2014
2015

Công tơ bán điện
1 pha

Toàn
đơn vị

1 pha

3 pha

Cơ khí

Điện tử
1 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

3 pha
Điện
tử
nhiều
biểu
giá
4.042
4.723
4.331
4.148
3.765

Cơ
khí

Điện
tử 1
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 quả
thay thế công tơ điện tử đánh giá hiện trạng thiết bị đo đếm:
+ Qua theo dõi chất lượng công tơ đến nay, tỷ lệ hư hỏng do nhà sản xuất chiếm
khoảng 3% (công tơ điện tử) và 7% công tơ cảm ứng với các nguyên nhân chủ yếu sau:
 Màn hình không hiển thị, mất nét.
 Sai số không đạt.
 Cảnh báo Meter error.
 Công suất không hiển thị
 Không kết nối được công tơ
 Đèn phát xung không có tín hiệu
 Các lỗi khác (kẹt phím bấm,...)
+ Ngoài ra, còn có các nguyên nhân khác chiếm phần nhỏ do là công tác quản lý
công tơ như vận chuyển công tơ không đúng hướng dẫn (không hộp bảo vệ, không có biện
pháp chống dằn xóc công tơ) gây hư hỏng cơ học, khách hàng sử dụng tăng thiết bị sử dụng
điện gây cháy, hỏng công tơ.
1.3. Đầu tư xây dựng lưới điện giai đoạn 2011-2015:
Giai đoạn năm 2011-2015, để đảm bảo cấp điện cho nhu cầu của khách hàng và
củng cố lưới điện, Tổng công ty đã đầu tư 18.148 tỷ đồng để đầu tư xây dựng lưới điện trên
địa bàn Tổng công ty quản lý gồm:
Năm

Đơn vị
tính

2011

Tổng 5
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 thế

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

2. Các biện pháp giảm TTĐN thực hiện giai đoạn 2011-2015:
2.1. Tổ chức bộ máy chỉ đạo giảm TTĐN.
2.1.1. Công tác điều hành:
Duy trì và nâng cao vai trò điều hành của BCĐ giảm TTĐN; BCĐ giảm TTĐN kiểm
điểm tình hình TTĐN của các đơn vị và EVN SPC hàng tháng để kịp thời chẩn chỉnh hoạt
động giảm TTĐN; Đảm bảo các Đơn vị cơ sở có khả năng tự phân tích các biến động
TTĐN và đề ra biện pháp xử lý kịp thời, cụ thể:
Cấp Tổng công ty: Ban chỉ đạo (BCĐ) giảm TTĐN và Tổ giúp việc (TGV), phát
huy được hiệu quả hoạt động của BCĐ và TGV trong công tác giảm TTĐN. Tính toán giao
chỉ tiêu TTĐN cho các đơn vị trên cơ sở lộ trình chỉ tiêu TTĐN đã đề ra, thực hiện theo dõi
sát sao và có chỉ đạo kịp thời giúp các đơn vị và EVN SPC nhằm hoàn thành KH chỉ tiêu
4/17


TTĐN.
−Hàng năm, BCĐ cấp EVN SPC tổ chức kiểm tra và làm việc ít nhất 10 đơn vị và
làm việc về TTĐN với các đơn vị có biến động TTĐN tăng cao tại Văn phòng Tổng công ty
để nắm tình hình, những khó khăn của các đơn vị, đồng thời giúp đơn vị tìm ra những
nguyên nhân, khoanh vùng TTĐN và có KH khắc phục kịp thời. Bên cạnh đó, cuộc họp
BCĐ được duy trì định kỳ hàng tháng với các đơn vị trực tiếp hoặc thông qua hội nghị
truyền hình đã mang lại nhiều hiệu quả tích cực trong công tác giảm TTĐN thông qua việc
kiểm soát chặt chẽ những biến động TTĐN;
−Phong trào thi đua giảm TTĐN: Hàng năm biểu dương và khen thưởng đối với các
đơn vị và cá nhân có thành tích trong công tác giảm TTĐN đã tác động tích cực đến hiệu
quả giảm TTĐN ở các đơn vị.
Cấp đơn vị: Tiếp tục phát huy vai trò của BCĐ giảm TTĐN và Tổ giúp việc. Nhiều
Công ty Điện lực (CTĐL) đã thực hiện tốt việc giao chỉ tiêu TTĐN cho các Điện lực (ĐL),
họp định kỳ kiểm điểm ĐL, thực hiện nghiêm túc chỉ đạo của BCĐ giảm TTĐN cấp EVN
SPC.
2.2. Các biện pháp giảm TTĐN:

− Tăng cường và nâng cao hiệu quả công tác kiểm tra tại đơn vị nhằm phát hiện
những khiếm khuyết và hỗ trợ đơn vị khắc phục những tồn tại trong công tác giảm TTĐN;
đảm bảo thực hiện kiểm tra ít nhất tại 10 CTĐL;
− Khắc phục được các khiếm khuyết, yếu kém tồn tại năm trước;
− Tiếp tục tăng cường các giải pháp QLKT giảm TTĐN, tuy nhiên cần chú trọng
tập trung nguồn lực cho các giải pháp QLKD;
− Các CTĐL giám sát chặt chẽ các ĐL có tỷ lệ TTĐN cao thực hiện các biện pháp
giảm TTĐN để đạt tỷ lệ theo mặt bằng chung của Công ty;
− Công tác hiệu suất trạm công cộng: đảm bảo kết quả tính toán chính xác và theo
dõi được tỷ lệ TTĐN thực của lưới hạ áp để có giải pháp xử lý.
2.2.1. Các giải pháp kỹ thuật, quản lý vận hành:
− Trong công tác vận hành cần lưu ý phương thức kết lưới và phương thức vận
hành. Cần nắm được những vấn đề lưu ý của lưới điện 110 kV, lưới trung thế và hạ thế
(Đính kèm phụ lục III và phụ lục IV);
− Tập trung xử lý triệt để cây cối chạm chập đường dây gây rò điện, phóng sứ, các
mối nối đường dây trần dễ xảy ra tình trạng câu móc ở lưới trung, hạ thế;
− Thực hiện triệt để các giải pháp quản lý kỹ thuật, QLVH giảm TTĐN theo tài
liệu: Hướng dẫn các biện pháp giảm TTĐN kỹ thuật do EVN ban hành. Bên cạnh đó, lưu ý
thực hiện thêm một số biện pháp đặc thù để xử lý các tồn tại khiếm khuyết của lưới điện
của từng đơn vị.
2.2.2. Công tác quản lý kinh doanh:
Tập trung thực hiện hiệu quả các biện pháp giảm TTĐN trong kinh doanh với các
nội dung cơ bản sau:
− Tiếp tục tăng cường công tác thay công tơ định kỳ, nhất là công tác kiểm tra
HTĐĐ của các khách hàng sử dụng điện có sản lượng điện năng tiêu thụ lớn;
− Chú trọng công tác theo dõi các HTĐĐ của các trạm chuyên dùng qua đo ghi từ
xa IFC, các khách hàng sử dụng sản lượng điện năng lớn;
− Tập trung triển khai ứng dụng công nghệ đo đếm điện năng kết hợp tự động thu
thập dữ liệu giám sát sử dụng điện khách hàng từ xa theo công nghệ PLC ở những khu vực
5/17

tải cao, tập trung ở thành phố, thị xã. Còn lại các khách hàng sau trạm biến áp công cộng ở
khu vực nông thôn sử dụng công nghệ RF;
− Tăng cường kiểm tra các đơn vị và chỉ đạo các đơn vị có những biện pháp quyết
liệt trong công tác chấn chỉnh hoạt động quản lý, vận chuyển và theo dõi phụ tải khách
hàng để lắp đặt công tơ có công suất phù hợp nhằm giảm tỷ lệ công tơ cháy hỏng trong quá
trình vận hành.
a) Công tác thay công tơ; TU; TI định kỳ và kiểm tra HTĐĐ: Hàng năm giao kế
hoạch để các đơn vị thực hiện đúng quy định.
b) Công tác ứng dụng công nghệ đo ghi từ xa thu thập dữ liệu công tơ tổng
trạm công cộng phục vụ công tác giảm TTĐN:
− EVNSPC đã lắp đặt được 1.182.676 công tơ 1 pha và 18.167 công tơ 3 pha PLC,
lắp đặt 4.782 DCU tại các trạm công cộng.
− Lắp đặt 5.876 công tơ tổng trạm công cộng, tự động thu thập dữ liệu qua trung
gian bộ tập trung hệ thống PLC (dùng kết nối cổng RS485).
− Giám sát 44.000 công tơ điện tử tại các điểm đo ranh giới , khách hàng trạm
chuyên dùng 3 giá, kiểm soát 60% sản lượng điện thương phẩm toàn TCT.
− Đề án tổng thể về phát triển công tơ điện tử và hệ thống thu thập dữ liệu công tơ
tự động, từ xa là cơ sở phục vụ công tác giám sát sử dụng điện của khách hàng, trong đó,
khách hàng sau trạm công cộng được giám sát và thu thập dữ liệu qua hệ thống dùng công
nghệ PLC và RF; Trạm công cộng và trạm chuyên dùng được giám sát thông qua hệ thống
công tơ điện tử và thu thập dữ liệu công nghệ GPRS.
c) Chương trình giao nhận điện năng:
Chương trình đã được triển khai vận hành và cập nhật số liệu bắt đầu từ tháng
01/2014 cho tất cả các cấp đơn vị phục vụ công tác quản lý giao nhận điện năng, tổn thất và
quyết toán chính xác điện năng mua hàng tháng của Tổng công ty và các đơn vị trực thuộc
và đã ban hành “Quy định Quản lý vận hành, khai thác Chương trình Giao nhận điện năng
trong Tổng công ty Điện lực miền Nam” là cơ sở để cập nhật số liệu và vận hành hệ thống
chương trình mang lại hiệu quả phục vụ công tác điều hành sản xuất kinh doanh.

2.2.3. Công tác kiểm tra giám sát mua bán điện:
 Mục tiêu:
- Không để tình trạng hệ thống đo đếm PT, CT và công tơ mua, bán điện với khách
hàng hết hạn kiểm định còn lưu hành trên lưới: Thực hiện thay thế công tơ, PT, CT đến hạn
thay định kỳ hàng năm (hoàn tất trước tháng 09 hàng năm).
- Thực hiện kiểm tra xác định nguyên nhân 100% số lượng khách hàng có chỉ số từ
02 (hai) tháng liền kề không tiêu thụ điện năng, có biện pháp khắc phục tồn tại.
- Hạn chế tối đa những tác động chủ quan dẫn đến tình trạng cháy, hỏng công tơ và
giảm tỷ lệ công tơ cháy hỏng, mất <0,5% số lượng công tơ quản lý vận hành, Chấm dứt
tình trạng kéo dài thời gian xử lý thay thế công tơ gây ảnh hưởng đến tổn thất điện năng,
đảm bảo các trường hợp truy thu sản lượng đều đúng quy định.
 Các giải pháp triển khai:
Tập trung thực hiện hiệu quả các giải pháp giảm TTĐN trong kinh doanh với các nội
dung cơ bản sau:
- Tiếp tục tăng cường công tác thay công tơ định kỳ với mục tiêu không còn thiết bị
đo đếm hết hạn kiểm định lưu hành trên lưới.
- Thường xuyên khai thác ứng dụng công nghệ đo ghi từ xa giám sát hệ thống đo
đếm khách hàng mua điện qua trạm chuyên dùng, không để tình trạng hư hỏng thiết bị đo
6/17


đếm, can thiệp lấy cắp điện trong thời gian dài, không phát hiện xử lý ảnh hưởng đến tổn
thất.
- Thực hiện các giải pháp giảm tình trạng công tơ cháy hỏng tăng cao .
- Nghiên cứu xây dựng phần mềm hỗ trợ trong công tác khai thác hiệu suất trạm
công cộng. Nâng cao hiệu quả phân tích và thực hiện các giải pháp xử lý có trọng tâm trong
giảm tổn thất điện năng phía hạ áp.
- Hoàn thiện hệ thống đo đếm và nâng cao năng lực, hiệu quả kiểm tra giám sát sử
dụng điện; Thông qua tổ chức các lớp đào tạo, hướng dẫn kiểm tra phát hiện vi phạm sử
dụng điện.

- Tăng cường hoạt động tuyên truyền nâng cao nhận thức cộng đồng về chủ trương
xử lý vi phạm pháp luật của nhà nước trong lĩnh vực Điện lực.
- Giám sát chặt chẽ công tác kiểm định, đảm bảo tính pháp lý, chất lượng thiết bị
kiểm định đúng quy định Pháp lệnh đo lường.
- Chuẩn bị các điều kiện để điều chỉnh đồng bộ theo các yêu cầu quy định đối với
các Tổ chức kiểm định của Tổng công ty và triển khai hoạt động đo lường phù hợp với yêu
cầu độc lập, khách quan của Luật Đo lường đã ban hành; Đảm bảo năng lực phục vụ nhu
cầu kiểm định, hiệu chuẩn kiểm tra thiết bị đo đếm cho công tác phát triển khách hàng và
hoạt động khác trong sản xuất kinh doanh;
- Mua sắm và lắp đặt triển khai thí điểm các thiết bị phục vụ kiểm tra sử dụng điện
(Máy đo so sánh sản lượng điện năng tiêu thụ của hệ thống điện, máy in xách tay).
- Tổ chức phân tích tình trạng hoạt động của thiết bị đo đếm trước, trong và sau khi
tách khỏi vận hành theo quy trình chặt chẽ với mục tiêu đánh giá được nguyên nhân hư
hỏng thiết bị, các tồn tại từ nguyên nhân quản lý, từ bên ngoài và từ chất lượng thiết bị đo
đếm;
- Rà soát và chấn chỉnh công tác theo dõi thiết bị đo đếm cháy, hỏng (PT, CT, công
tơ), phân tích nguyên nhân ra gây tình trạng cháy hỏng để có giải pháp giảm tình trạng hư
hỏng thiết bị, giảm số lượng công tơ cháy hỏng. Theo dõi thường xuyên sản lượng điện tiêu
thụ hàng tháng của khách hàng kể cả khách hàng ánh sáng sinh hoạt tính toán khả năng quá
tải của thiết bị đo đếm (CT,công tơ) đang lắp đặt kịp thời thay thế để hạn chế cháy, hỏng
công tơ và làm tăng tổn thất điện năng.
- Ứng dụng vận hành chương trình khai thác dữ liệu đo ghi từ xa trong công tác
giảm tổn thất điện năng.
 Các giải pháp phối hợp tổ chức khác:
- Tổ chức Hội nghị trao đổi kinh nghiệm trong công tác phòng chống và xử lý trộm
cắp điện giữa các Công ty Điện lực trong EVN SPC và các Tổng công ty điện lực bạn.
- Tiếp tục đẩy mạnh hoạt động theo quy chế phối hợp giữa Công ty Điện lực với
các Đoàn thể địa phương trong công tác giám sát sử dụng điện; Vận động chính quyền các
cấp ban hành chỉ thị liên quan phòng chống trộm cắp điện, tổ chức các phong trào tuyên
truyền nhằm tiến tới mục tiêu xã hội hóa công tác phòng chống trộm cắp điện.

- Công ty Điện lực/Điện lực tiếp tục mở đợt truyền thông trên các phương tiện
thông tin đại chúng (Báo địa phương, Đài truyền thanh Huyện ,Xã ; dán thông báo tại nơi
giao dịch khách hàng, văn phòng UBND xã, Tổ dân phố) với nội dung tuyên truyền an
toàn điện kết hợp thông báo những biện pháp xử lý khi có hành động vi phạm sử dụng điện
với số tiền bồi thường cụ thể cho từng thiết bị dân dụng để hạn chế tính trạng trộm cắp điện
do thiếu hiểu biết về các biện pháp chế tài. Chi tiết hoạt động Kiểm tra giám sát mua bán
điện theo Phụ lục V đính kèm.
2.2.4. Kế hoạch sửa chữa lớn các công trình lưới điện giảm TTĐN:
7/17


- Hàng năm giao kế hoạch SCL các công trình đáp ứng các tiêu chí như: Trạm biến
áp và đường dây thường xuyên quá tải, lưới điện có điện áp cuối nguồn thấp, lưới điện
thường xuyên xảy ra sự cố, lưới điện nhiều mối nối, tổn thất cao.
- Tiến độ hoàn thành: Hoàn thành chậm nhất cuối tháng 8 hàng năm.
2.2.5. Công tác đầu tư xây dựng: Các đơn vị theo sát tiến độ các dự án trạm110kV,
220kV và đầu tư các lộ 110kV, lộ ra 22kV để khai thác tải sau khi đóng điện trạm. Hoàn
thành công trình đầu tư xây dựng 110kV đúng theo tiến độ giao.
2.2.6. Đánh giá chất lượng thiết bị đang vận hành trên lưới điện phân phối hiện
nay, các giải pháp nâng cao chất lượng thiết bị qua công tác mua sắm:
- Trong các dạng sự cố lưới điện, sự cố có nguyên nhân hư hỏng thiết bị điện do
chất lượng kém chiếm một tỷ lệ đáng kể. Các dạng nguyên nhân sự cố:
+ Lưới điện 110kV: Máy biến áp không chịu được dòng ngắn mạch 25kA/3s như
công bố, các TU-TI bị suy giảm cách điện dẫn đến tăng chỉ số tang delta, cách điện đường
dây mau xuống cấp, tủ điện 24kV bị phóng điện/cháy nổ, cáp lực và các đầu cáp bị xuống
cấp, phóng điện.
+ Lưới điện 22kV: Cách điện đường dây, các thiết bị DS, FCO, LBFCO, LBS, TUTI bị phóng điện, recloser bị hỏng phần điều khiển và phóng điện phần máy cắt, chống sét
bị nổ do không chịu được dòng điện sét,… trong đó phần lớn sự cố tập trung tại các thiết bị
DS, FCO, LBFCO, LA do các công ty trong nước hoặc Trung Quốc sản xuất.
− Vì vậy, để đạt mục tiêu hạ thấp số vụ sự cố lưới điện, Tổng công ty đã siết chặt

chất lượng VTTB đưa lên lưới, chỉ mua sắm các VTTB có chất lượng tốt và phù hợp với
môi trường tại Việt Nam.
− Công tác thực hiện xét chọn mua sắm VTTB hiện nay đều dựa trên các tiêu chuẩn
kỹ thuật đáp ứng các tiêu chuẩn thông dụng như: TCVN, IEC, ANSI, DIN,… Tuy vậy, hiện
hầu hết các sản xuất thiết bị điện đều xuất trình được hồ sơ kỹ thuật đáp ứng các tiêu chuẩn
kỹ thuật nói trên, dẫn đến nhiều thiết bị của nhà sản xuất trong nước hoặc từ Trung Quốc
đều đạt yêu cầu trong khi chất lượng lại rất kém, gây sự cố.
− Để tránh phải mua sắm những VTTB kém chất lượng, cần phải lập những rào cản
kỹ thuật thông qua các tiêu chuẩn kỹ thuật trong hồ sơ mua sắm. Bên cạnh đó, cần tổ chức
mua sắm tập trung với số lượng lớn cho các Đơn vị để đảm bảo mua được VTTB ngoại
nhập có chất lượng cao, giá thành thấp, đảm bảo không làm tăng kinh phí đầu tư cho các
Đơn vị.
− Trong vận hành, thường xuyên tổ chức đánh giá chất lượng vật tư thiết bị (VTTB)
trên lưới điện để loại bỏ các VTTB có chất lượng kém, thường xuyên hư hỏng trong thời
gian ngắn sử dụng.
2.2.7. Ứng dụng công nghệ thông tin trong quản lý kỹ thuật, quản lý vận hành:
 Chương trình (CT) đọc thông số điện kế trạm 110kV & CT vận hành sơ đồ
lưới điện phân phối trên máy tính:
Trong năm 2014, Ban KTSX đã phối hợp IT nâng cấp hoàn thiện chương trình và đã
xây dựng thêm một số các nội dung mới để khai thác hiệu quả chương trình như:
- CT đọc thông số vận hành tại TBA 110kV: Tích hợp báo cáo 24 giờ các thông số
vận hành tại TBA 110kV vào trong CT (thay vì phải ghi bằng tay với khối lượng lớn); thu
thập tự động 04 thông số MBA 110kV vào CT; theo dõi CS và SL ngày của các PC; Báo
cáo cung cấp điện; Khai thác lũy kế các thông số kỹ thuật (CS, SL, TBA/ĐD max, U thấp,
8/17


…); quản lý các điểm đo mất tín hiệu đường truyền,…
- CT vận hành sơ đồ lưới điện phân phối trên máy tính: Mở rộng thu thập thông tin
mất điện đến khách hàng hạ áp để tăng độ chính xác kết quả tính toán độ tin cậy; module

thông tin ngừng giảm cung cấp điện; tổng hợp sự cố lưới điện trung hạ áp, …
 Chương trình quản lý kỹ thuật lưới 110kV và 22kV:
- Chương trình quản lý kỹ thuật lưới 110kV: Phần mềm đã được đưa vào vận
hành chính chức từ ngày 14/2/2014. Hiện tại, Ban KTSX, ĐCTMN và PC Đồng Nai đang
khai thác các chức năng từ phần mềm: Theo dõi khối lượng quản lý lưới điện 110kV; Xem
kết dây lưới điện 110kV trên nền bản đồ địa dư, phục vụ công tác theo dõi các công trình
đấu nối vào lưới điện 110kV và công tác ĐTXD và SCL của ĐCTMN; Xem thông số kỹ
thuật của các VTTB đang vận hành và thống kê khối lượng VTTB đang quản lý khi cần
thiết; Theo dõi thông số vận hành TBA; Theo dõi sự cố trên lưới điện 110kV.
- Xây dựng CSDL và phần mềm quản lý lưới điện phân phối cho EVN SPC:
Đã chạy thử nghiệm và triển khai cho các Điện lực của tỉnh Lâm Đồng. TCT đã triển khai
thực hiện đề án từ tháng 8/2014 cho các CTĐL còn lại. Tính đến thời điểm hiện tại, 100%
các PC đã hoàn tất việc cập nhật dữ liệu vào phần mềm. Dự kiến quý 2/2015 sẽ triển khai
vận hành chính thức.
2.2.8. Điện áp, hệ số công suất, vận hành kinh tế các trạm biến áp:
 Lưới điện 110kV:
- Điện áp: Các TBA 110kV có điện áp vận hành đạt yêu cầu, có 4 trạm có điện áp
vẫn nằm trong giới hạn cho phép ±5% Uđm (từ 104,5kV đến 115,5 kV).
- Hệ số công suất các máy biến áp: Đa số các trạm biến áp đều có hệ số công suất
≥0,98.
- Vận hành song song các MBA: Để giảm tổn thất kỹ thuật, giảm thời gian gián
đoạn cấp điện cho khách hàng đối với các trạm 110kV.
 Lưới điện phân phối:
- Điện áp và hệ số công suất các phát tuyến trung áp đạt quy định (cos φ>0,98).
Tổng công ty đã triển khai các đơn vị rà soát nhu cầu máy cắt và dao cắt tụ để chuyển các
giàn bù tĩnh sang ứng động nhằm tránh quá bù.
- Các TBA từ 80% tải hoặc từ 250kVA trở lên: kiểm tra 1 tháng/1 lần; các TBA còn
lại: kiểm tra 3 tháng/1 lần và thực hiện điều hòa MBA non tải đối với các MBA Smax
<30% Sđm liên tục trong 3 kỳ kiểm tra. Đồng thời có phương án điều chuyển nội bộ máy
biến áp để chống quá tải cục bộ và tiết kiệm chi phí mua máy biến áp mới.

II. KẾT QUẢ GIẢM TTĐN GIAI ĐOẠN NĂM 2011-2015:
1. Thực hiện kế hoạch giảm TTĐN năm 2011-2015:
- Kết quả thực hiện năm 2011-2015:
Mục

TTĐN Năm (%)
2011

2012

2013

2014

Kế hoạch

5,85

5,65

5,56

5,48

Thực hiện

5,51

5,64

5,44

5,51

2015
KH: 5,40

Phấn đấu:
5,20

5,19
9/17


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

TTĐN Năm (%)
2011

2012

2013

2014

Kế hoạch

5,85

5,65

5,56

5,48

Thực hiện

5,55

5,67

5,47

5,51

2015
KH: 5,4

PĐ: 5,2
5,19

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

(Kết quả thực hiện năm 2011-2015: Tính lại
thực hiện năm 2011-2013 theo cách tính tại
quyết định số 900/QĐ-EVN, ngày 04/11/2013

của Tập đoàn Điện lực Việt Nam)

(Kết quả thực hiện năm 2011-2015)

2. Kết quả thực hiện TTĐN theo cấp điện áp năm 2011-2015 - Tổn thất tính
trên điện nhận tại cấp điện áp tính toán.
2.1. Tổng công ty:
- Kết quả thực hiện năm 2011-2015:
STT

Cấp điện áp

TTĐN Năm (%)
2011

2012

2013

2014

2015

1

Tổn thất lưới 110kV

1,17

1,06

1,02

1,10

1,06

2

Tổn thất lưới trung áp +TBA

4,89

4,72

4,14

4,61

4,26

3

Tổn thất lưới hạ áp

5,38

6,08

6,52

6,50

6,15

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

10/17


STT

TTĐN Năm (%)

Cấp điện áp

2011

2012

2013

2014

2015

1

Tổn thất lưới 110kV

1,18

1,06

1,03

1,10

1,06

2

Tổn thất lưới trung hạ áp

4,92

4,75

4,16

5,28

4,26

3

Tổn thất lưới hạ áp

5,38

6,08

6,52

6,50

6,15

2.2. Các đơn vị thành viên:
2.2.1. Công ty lưới điện Cao thế miền Nam (ĐCTMN):
- Kết quả thực hiện năm 2011-2015:
STT
1

TTĐN Năm (%)

Cấp điện áp
Tổn thất lưới 110kV

2011

2012

2013

2014

2015

1,34

1,18

1,18

1,28

1,22

- Kết quả thực hiện năm 2011-2015: Tính lại thực hiện năm 2011-2013 theo cách
tính của quyết định số 900/QĐ-EVN, ngày 04/11/2013 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam:
STT
1

TTĐN Năm (%)

Cấp điện áp
Tổn thất lưới 110kV

2011

2012

2013

2014

2015

1,37

1,21

1,21

1,28

1,22

2.2.2. Công ty TNHH MTV Điện lực Đồng Nai:
- Kết quả thực hiện năm 2011-2015:
Stt

Cấp điện áp

TTĐN năm (%)
2011

2012

2013

2014

2015

1

Tổn thất 110kV

0,46

0,53

0,349

0,313

0,33

2

Tổn thất lưới trung áp
+TBA

1,69

2,01

1,97

2,12

3,06

3

Tổn thất lưới hạ áp

6,45

6,16

6,80

6,40

6,13

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

Cấp điện áp

TTĐN năm (%)
2011

2012

2013

2014

2015

1

Tổn thất 110kV

0,46

0,53

0,35

0,31

0,33

2

Tổn thất lưới trung
áp+TBA

1,70

2,02

1,98

2,12

3,06

11/17


3

Tổn thất lưới hạ áp

6,50

6,20

6,84

6,40

6,13

2.2.3. Các Công ty Điện lực:
2011
2012
2013
2014
2015
Tổn
Tổn
Tổn
Tổn
Tổn
Tổn
Tổn
Tổn
Tổn
Tổn
thất

thất
thất
thất
thất
thất
thất
thất
thất
thất
lưới
lưới
lưới
lưới
lưới
lưới
lưới
lưới
lưới
lưới
trung
trung
trung
trung
trung
hạ
hạ
hạ
hạ
hạ
áp +

áp +
áp +
áp +
áp +
áp
áp
áp
áp
áp
TBA
TBA
TBA
TBA
TBA
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)

Stt

CTĐL

1

Bình Phước

1,41

8,31

3,23

6,17

3,10

6,56

4,50

4,62

6,00

4,00

2

Bình Thuận

5,75

1,22

5,80

1,17

5,68

1,11

5,64

1,07

8,40

4,61

3

Lâm Đồng

2,05

6,56

2,10

6,88

1,98

6,38

1,94

6,30

3,92

7,34

4

Bình Dương

4,07

6,32

4,04

5,82

3,34

7,09

3,59

5,64

2,78

5,72

5

Tây Ninh

4,80

6,05

4,90

5,95

4,52

9,09

4,48

7,48

3,86

7,75

6

Long An

5,25

3,53

4,67

4,93

4,57

4,72

4,41

4,81

4,34

4,40

7

Đồng Tháp

4,62

5,98

4,07

5,81

2,97

6,22

2,89

6,23

5,10

6,14

8

Tiền Giang

7,60

8,34

8,86

8,05

5,94

6,38

8,10

9

Bến Tre

5,11

7,81

3,83

7,09

3,87

10,2
5
6,64

8,76

5,54

10

Vĩnh Long

2,90

4,96

2,89

4,89

1,88

11

Cần Thơ

2,42

2,35

2,82

2,02

12

An Giang

4,88

3,62

4,92

13

Kiên Giang

5,07

3,82

14

Cà Mau

3,66

15

Vũng Tàu

16

4,04

11,8
6
6,26

4,72

2,35

3,85

-0,84

8,39

2,24

2,06

2,17

2,28

3,66

5,48

3,51

4,16

4,18

3,48

4,71

4,18

4,52

4,47

6,07

3,72

5,24

3,73

6,13

7,18

5,82

4,70

3,60

4,90

3,50

5,00

3,40

4,80

6,91

8,20

2,31

2,33

2,49

2,17

2,21

2,25

2,23

2,14

3,17

6,06

Trà Vinh

3,05

2,87

4,43

1,97

4,31

1,87

4,86

2,07

6,24

5,20

17

Sóc Trăng

2,78

5,19

3,08

7,45

3,21

7,19

4,84

6,87

7,01

6,47

18

Ninh Thuận

3,52

5,96

3,57

5,61

3,49

5,31

3,42

5,20

7,84

5,02

3,51

12/17


Stt

CTĐL

2011
2012
2013
2014
2015
Tổn
Tổn
Tổn
Tổn
Tổn
Tổn
Tổn

Tổn
Tổn
Tổn
thất
thất
thất
thất
thất
thất
thất
thất
thất
thất
lưới
lưới
lưới
lưới
lưới
lưới
lưới
lưới
lưới
lưới
trung
trung
trung
trung
trung
hạ
hạ

hạ
hạ
hạ
áp +
áp +
áp +
áp +
áp +
áp
áp
áp
áp
áp
TBA
TBA
TBA
TBA
TBA
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)

19

Bạc Liêu

2,67

3,87

2,97

3,66

4,81

3,91

3,34

4,05

8,52

5,87

20

Hậu Giang

5,51

7,68

7,61

12,7
6

3,77

8,10

4,48

7,61

6,39

6,48

3. Kết quả thực hiện TTĐN theo cấp điện áp năm 2011-2015 - Tổn thất tính
trên điện nhận của đơn vị.
3.1. Tổng công ty:
- Kết quả thực hiện năm 2011-2015:
STT

Cấp điện áp

1
2
3

Tổn thất lưới 110kV
Tổn thất lưới trung áp +TBA
Tổn thất lưới hạ áp

2011
1,15
2,98
1,38

TTĐN Năm (%)
2012
2013
2014
1,04
1,01
1,09
2,73
2,41
2,50
1,87
2,02
1,92

2015
1,06
2,31
1,82

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

STT

Cấp điện áp

TTĐN Năm (%)
2011

2012

2013

2014

2015

1

Tổn thất lưới 110kV

1,16

1,05

1,02

1,09

1,06

2

Tổn thất lưới trung áp +TBA

3,01

2,75

2,43

2,50

2,31

3

Tổn thất lưới hạ áp

1,38

1,87

2,02

1,92

1,82

3.2. Các đơn vị thành viên:
3.2.1. Công ty lưới điện Cao thế miền Nam (ĐCTMN):
- Kết quả thực hiện năm 2011-2015:

STT
1

Cấp điện áp
Tổn thất lưới 110kV

TTĐN Năm (%)
2011

2012

2013

2014

2015

1,34

1,18

1,18

1,28

1,22

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

1

Cấp điện áp
Tổn thất lưới 110kV

TTĐN Năm (%)
2011

2012

2013

2014

2015

1,37

1,21

1,21

1,28

1,22
13/17


3.2.2. Công ty TNHH MTV Điện lực Đồng Nai:
- Kết quả thực hiện năm 2011-2015:

Stt

TTĐN năm (%)

Cấp điện áp

2011

2012

2013

2014

2015

1

Tổn thất lưới 110kV

0,46

0,53

0,349

0,31

0,33

2

Tổn thất lưới trung áp+TBA

1,12

1,32

1,25

1,34

1,42

3

Tổn thất lưới hạ áp

1,19

1,18

1,31

1,22

1,24

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

Stt

TTĐN năm (%)

Cấp điện áp

2011

2012

2013

2014

2015

1

Tổn thất lưới 110kV

0,46

0,53

0,35

0,31

0,33

2

Tổn thất lưới trung áp+TBA

1,13

1,33

1,26

1,34

1,42

3

Tổn thất lưới hạ áp

1,20

1,19

1,32

1,22

1,24

3.2.3. Các Công ty Điện lực:
2011

Tổn
thất
lưới
trung
áp +
TBA
(%)

Tổn
thất
lưới
hạ
áp
(%)

2012

2013

Tổn
Tổn
Tổn
thất
thất Tổn
thất
lưới
lưới thất
lưới
trung
trung lưới

hạ
áp +
áp + hạ áp
áp
TBA
TBA (%)
(%)
(%)
(%)

2014
Tổn
thất
lưới
trung
áp +
TBA
(%)

2015

Tổn
Tổn
Tổn
thất
thất
thất
lưới
lưới
lưới

trung
hạ
hạ
áp +
áp
áp
TBA
(%)
(%)
(%)

STT

CTĐL

1

Bình Phước

1,41

5,63

3,23

3,81

3,1

3,89

4,5

2,15

3,36

1,76

2

Bình Thuận

2,03

4,94

2,11

4,86

2,1

4,69

2,16

4,55

6,45

1,07

3

Lâm Đồng

2,05

5,39

2,1

5,58

1,98

5,31

1,94

5,15

1

5,47

4

Bình Dương

2,76

1,03

2,7

1,07

1,49

2,21

2,34

1,03

2,27

1,05

5

Tây Ninh

4,01

2,35

4,17

2,11

3,2

2,45

3,19

2,35

2,73

2,27

6

Long An

3,7

1,04

3,33

1,42

3,27

1,34

3,21

1,31

3,19

1,17

7

Đồng Tháp

4,44

2,14

4,51

2,05

3,52

2,3

3,6

2,16

3,26

2,21

8

Tiền Giang

3,54

4,46

4,69

3,79

3,38

4,42

1,87

5,53

3,58

3,55

9

Bến Tre

5,11

5,19

3,83

4,63

3,87

4,2

4,04

3,64

3,47

3,34

14/17


2011

STT

CTĐL

2012

Tổn
thất
lưới
trung
áp +
TBA
(%)

Tổn
thất
lưới
hạ
áp
(%)

2013

Tổn
Tổn
Tổn
thất
thất Tổn
thất
lưới
lưới thất
lưới
trung
trung lưới

hạ
áp +
áp + hạ áp
áp
TBA
TBA (%)
(%)
(%)
(%)

2014
Tổn
thất
lưới
trung
áp +
TBA
(%)

2015

Tổn
Tổn
Tổn
thất
thất
thất
lưới
lưới
lưới

trung
hạ
hạ
áp +
áp
áp
TBA
(%)
(%)
(%)

10

Vĩnh Long

2,9

2,54

2,89

2,6

1,88

2,54

2,35

2,13

-0,34

4,97

11

Cần Thơ

1,96

2,82

2,3

2,55

1,47

2,83

1,7

2,73

2,3

2,13

12

An Giang

4,88

0,63

4,93

0,6

4,15

0,81

3,48

0,89

3,4

0,84

13

Kiên Giang

5,07

1,87

4,47

3,25

3,72

2,85

3,73

3,3

3,26

3,18

14

Cà Mau

5,99

2,5

6,74

3,63 -7,14

15,5

4,93

5,56

2,39

5,37

15

Vũng Tàu

2,24

2,4

2,45

2,2

2,1

2,36

2,01

2,38

2,06

2,11

16

Trà Vinh

3,05

2,87

4,41

1,97

4,31

1,87

4,86

2,07

3,58

2,22

17

Sóc Trăng

3,97

3,17

2,47

4,66

3,98

4,58

4,97

4,2

2,7

3,98

18

Ninh Thuận

3,52

3,29

3,57

3,21

3,49

3,08

3,42

2,96

3,27

2,93

19

Bạc Liêu

2,89

3,65

2,99

3,64

5,21

3,51

3,56

3,83

3,25

3,63

20

Hậu Giang

3,89

3,83

3,85

3,87

2,57

4,17

3,25

3,61

2,89

3,55

4. Đánh giá TTĐN giai đoạn năm 2011-2015:
- Kết quả giảm TTĐN của các đơn vị giai đoạn 2011-2015 như sau:
TTĐN Năm (%)
Stt

Đơn vị

2011

2012

2013

2014

2015

KH/
TH

Kết
Kết
Kết
Kết
KH/TH
KH/TH
KH/TH

quả
quả
quả
quả

KH/TH

Kết
quả

1

ĐCTMN

1,53/
1,34

Đạt

1,40/
1,18

Đạt

1,27/
1,18

Đạt

1,30/

1,28

Đạt

1,3/
1,22

Đạt

2

Bình Phước

7,05/
7,04

Đạt

7,05/
7,04

Đạt

7,00/
6,99

Đạt

6,95/
6,65

Đạt

6,57/
5,12

Đạt

3

Bình Thuận

6,98/
6,97

Đạt

6,98/
6,97

Đạt

6,80/
6,79

Đạt

6,75/
6,71

Đạt

6,42/
6,38

Đạt

15/17


TTĐN Năm (%)
Stt

Đơn vị

2011

2012

2013

2014

2015

KH/
TH

Kết
Kết

Kết
Kết
KH/TH
KH/TH
KH/TH
quả
quả
quả
quả

KH/TH

Kết
quả

4

Lâm Đồng

7,45/
7,44

Đạt

7,80/
7,68

Đạt

7,30/

7,29

Đạt

7,10/
7,09

Đạt

6,59/
6,47

Đạt

5

Bình Dương

3,87/
3,79

Đạt

3,85/
3,77

Đạt

3,75/
3,70

Đạt

3,71/
3,37

Đạt

3,58/
3,32

Đạt

6

Tây Ninh

6,50/
6,36

Đạt

6,40/
6,28

Đạt

6,20/
5,65

Đạt

5,85/
5,54

Đạt

7

Long An

4,75/
4,74

Đạt

4,75/
4,75

Đạt

4,70/
4,61

Đạt

4,58/
4,52

Đạt

4,51/
4,36

Đạt

8

Đồng Tháp

6,60/
6,58

Đạt

6,60/
6,56

Đạt

6,45/
5,82

Đạt

6,05/
5,76

Đạt

5,9/
5,47

Đạt

9

Tiền Giang

8,15/
8,0

Đạt

7,90/
8,48

K.Đ

7,80/
7,80

Đạt

7,50/
7,40

Đạt

7,13/

7,13

K.Đ

10

Bến Tre

8,50/
K.Đ
10,3

8,50/
8,46

Đạt

8,10/
8,07

Đạt

7,80/
7,68

Đạt

7,47/
6,81

Đạt

11

Vĩnh Long

5,70/
5,44

Đạt

5,55/
5,49

Đạt

5,45/
4,42

Đạt

5,00/
4,48

Đạt

4,99/
4,63

Đạt

12

Cần Thơ

4,93/
4,78

Đạt

4,85/
4,85

Đạt

4,80/
4,30

Đạt

4,50/
4,43

Đạt

4,45/
4,43

Đạt

13

An Giang

5,62/
5,51

Đạt

5,54/
5,53

Đạt

5,45/
4,96

K.Đ

5,10/
4,37

Đạt

4,8/
4,24

Đạt

14

Kiên Giang

6,96/
6,94

Đạt

6,96/
7,72

K.Đ

7,00/
6,57

Đạt

6,65/
7,03

K.Đ

6,57/
6,44

Đạt

15

Cà Mau

8,50/
8,49

Đạt

8,45/
10,37

K.Đ

8,50/
8,40

Đạt

8,00/
10,49

K.Đ

7,8/
7,76

Đạt

16

Vũng Tàu

5,00/
4,64

Đạt

4,80/
4,65

Đạt

4,65/
4,46

Đạt

4,55/
4,39

Đạt

4,45/
4,17

Đạt

17

Trà Vinh

5,70/
K.Đ
5,92

5,92/
6,38

K.Đ

6,00/
6,18

K.Đ

6,00/
6,93

K.Đ

5,9/
5,8

Đạt

18

Sóc Trăng

7,15/
7,14

Đạt

7,14/
7,13

Đạt

7,00/
8,56

K.Đ

7,80/
9,17

K.Đ

7,4/
6,68

Đạt

19

Ninh Thuận

6,94/
6,81

Đạt

6,87/
6,78

Đạt

6,70/
6,57

Đạt

6,55/
6,38

Đạt

6,42/
6,2

Đạt

20

Bạc Liêu

6,54/
6,54

Đạt

6,64/
6,63

Đạt

6,63/
8,72

K.Đ

7,40/
7,39

Đạt

6,9/
6,88

Đạt

21

Hậu Giang

8,00/
7,72

Đạt

7,75/
7,72

Đạt

7,50/
6,74

Đạt

7,00/
6,86

Đạt

6,9/
6,44

Đạt

22

Đồng Nai

3,04/
2,77

Đạt

3,03/

3,03

Đạt

2,95/
2,90

Đạt

2,87/
2,87

Đạt

2,99/
2,99

Đạt

5,65/

5

Đạt

16/17


TTĐN Năm (%)
Stt

Đơn vị

2011
KH/
TH

EVN SPC

2012

2013

2014

2015

Kết
Kết
Kết
Kết
KH/TH
KH/TH
KH/TH
quả
quả
quả
quả

5,85/

Đạt
5,51

5,65/
5,64

Đạt

5,56/
5,44

Đạt

5,48/
5,51

K.Đ

KH/TH

Kết
quả

5,4/
5,19

Đạt

17/17