Tìm hiểu các phương pháp đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật cho lưới điện trung áp ứng dụng tính toán tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối 22kv vĩnh yên

bộ giáo dục và đào tạo
trờng đại học bách khoa hà nội
---------------------------------------

luận văn thạc sĩ khoa học

Tìm hiểu các phơng pháp đánh giá tổn thất
điện năng kỹ thuật cho lới điện trung áp.
ứng dụng tính toán Tổn thất điện năng
Cho lới điện phân phối 22kv vĩnh yên.
ngành : hệ thống điện
.04.3898

Phùng văn phú

Ngời hớng dẫn khoa học : TS. L minh khánh

Hà Nội - 2010


LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan: Bản luận văn tốt nghiệp này là công trình nghiên cứu thực
sự của cá nhân, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết, kiến thức kinh điển,
áp dụng vào thực tiễn và dưới sự hướng dẫn khoa học của T.S: Lã Minh Khánh.
Những số liệu được sử dụng được chỉ rõ nguồn trích dẫn trong danh mục tài
liệu tham khảo. Kết quả nghiên cứu này chưa được công bố trong bất kỳ công trình
nghiên cứu nào từ trước đến nay.
Hà Nội, ngày 22 tháng 10 năm 2010

Phùng Văn Phú

MỤC LỤC
Trang
Trang phụ bìa
Lời cam đoan
Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt
Danh mục các bảng
Danh mục các hình vẽ, đồ thị
PHẦN MỞ ĐẦU

1

Chương I : TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

5

1.1 Một số khái niệm

5

1.2 Yêu cầu đánh giá tổn thất điện năng

7

1.3 Giảm tổn thất điện năng

9

1.3.1. Các biện pháp giảm tổn thất điện năng

9

1.3.2. Biện pháp quản lý kỹ thuật - vận hành

10

1.3.3. Biện pháp quản lý kinh doanh

12

1.4 Nhận xét và kết luận chương I
Chương II : CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

13
15

2.1 Phương pháp đo lường

15

2.2 Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất

16

2.3. Phương pháp hệ số tổn hao điện năng

21

2.4 Các phương pháp khác

28

2.4.1 Phương pháp đồ thị phụ tải

28

2.4.2 Phương pháp đường cong tổn thất

31

2.4.3 Cơ sở lý thuyết của chương trình LoadFlow

35

2.5 Tình hình đánh giá TTĐN trong Tập đoàn Điện Lực Việt Nam

39

2.5.1. Phòng kinh doanh

39

2.5.2. Phòng kỹ thuật

40


2.5.3. Lưới truyền tải

42

2.6 Tình hình đánh giá TTĐN ở LPP của một số nước trên thế giới

44

2.6.1. Cách tính tổn thất điện năng lưới phân phối ở Thái Lan

44

2.6.2. Cách tính tổn thất điện năng lưới phân phối ở Brazil

48

2.7 Các kết luận chương II
Chương III : ÁP DỤNG ĐÁNH GIÁ TTĐN CHO LPP Ở VIỆT NAM
3.1. Mục đích, yêu cầu khi đánh giá TTĐN

55
56
56

3.1.1 Đặc điểm chung của LPP ở Việt Nam

56

3.1.2. Mục đích và yêu cầu tính toán

58

3.1.3. Các chế độ của lưới phân phối điện

59

3.2. Quy trình tính toán TTĐN cho lưới phân phối

60

3.2.1. Khái niệm hệ số tham gia vào đỉnh và hệ số đồng thời

62

3.2.2. Các quy trình tính toán lưới phân phối điện trung áp

65

3.3. So sánh và đánh giá thời gian tổn thất công suất lớn nhất (τ)

71

3.3.1. Số liệu của cục điều tiết điện lực

74

3.3.2. Số liệu của Ban kỹ thuật sản xuất - EVN

77

3.3.3. Số liệu của Viện năng lượng Việt Nam

85

3.3.4. Nhận xét và đánh giá

90

3.4. So sánh và đánh giá các quy trình tính TTĐN trong LPP

90

3.4.1. Đặc điểm khu vực và lưới điện 22kV Vĩnh Yên

90

3.4.2. Tính toán với hệ số đồng thời Kđt = 1 có hiệu chỉnh công suất

94

3.4.3. Tính toán với hệ số đồng thời Kđt ≠ 1

96

3.5. Nhận xét và kết luận chương III
KẾT LUẬN CHUNG
TÀI LIỆU THAM KHẢO
PHỤ LỤC

98
99

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT
TTĐN

:Tổn thất điện năng

LPP

:Lưới điện phân phối

LTT

:Lưới điện truyền tải

ĐL

:Đoạn lưới

TBA

:Trạm biến áp

MBA

:Máy biến áp

PC1

:Tổng công ty Điện lực miền Bắc

HTĐ

:Hệ thống điện

ĐTPT

:Đồ thị phụ tải

CSTD

:Công suất tác dụng

CSPK

:Công suất phản kháng

LF

:Hệ số tải

LsF

:Hệ số tổn thất điện năng


DANH MỤC CÁC BẢNG.
Bảng 1.1 :

Thống kê tổn thất điện năng của một số Quốc gia Asian.

Bảng 2.1 :

Thống kê tổn thất điện năng của một số Quốc gia.

Bảng 2.2:

Bảng tra giữa Tmax và τ.

Bảng 2.3:

Biểu thức đặc trưng của phương pháp LF, LsF và τ , Tmax.

Bảng 2.4:

Tỷ lệ TTĐN của các bộ phận lưới phân phối bang Sao Paulo, Brazil.

Bảng 2.5:

Trị số trung bình của LF và LsF.

Bảng 2.6:

Phân bố số lượng phụ tải trong các nhóm theo hệ số k.

Bảng 3.1:

Bảng tra hệ số Kđt của LPP hạ áp.

Bảng 3.2:

Bảng tra hệ số Kđt của LPP trung áp.

Bảng 3.3:

Bảng tra hệ số Kđt của phụ tải tổng hợp.

Bảng 3.4:

Biểu đồ phụ tải điển hình của ngành Công nghiệp.

Bảng 3.5:

Biểu đồ phụ tải điển hình của ngành Công nghiệp năm 2009.

Bảng 3.6:

Bảng hệ số Kt ngành Công nghiệp năm 2009.

Bảng 3.7:

Bảng tính Tmax, τ, LF, LsF ngành Công nghiệp năm 2009.

Bảng 3.8:

Bảng tổng hợp Tmax, τ, LF, LsF các ngành.

Bảng 3.9:

Bảng đánh giá sai số τcx và τkn. LsFcx và LsFkn các ngành.

Bảng 3.10: Bảng phụ tải điển hình phân ngành khai khoáng.

Bảng 3.11: Bảng hệ số Kt phân ngành khai khoáng.
Bảng 3.12: Bảng tính Tmax, τ, LF, LsF phân ngành khai khoáng.
Bảng 3.13: Bảng tổng hợp Tmax, τ, LF, LsF các phân ngành Công nghiệp 2009.
Bảng 3.14: Bảng đánh giá sai số τcx và τkn. LsFcx và LsFkn các ngành năm 2009.
Bảng 3.15: Bảng phụ tải điển hình phân ngành bán buôn, bán lẻ.
Bảng 3.16: Bảng hệ số Kt phân ngành bán buôn, bán lẻ.
Bảng 3.17: Bảng tính Tmax, τ, LF, LsF phân ngành bán buôn, bán lẻ.
Bảng 3.18: Bảng tổng hợp Tmax, τ, LF, LsF các phân ngành Thương mại 2009.
Bảng 3.19: Bảng đánh giá sai số τcx và τkn. LsFcx và LsFkn các phân ngành 2009.


Bảng 3.20: Bảng tổng hợp Tmax, τ, LF, LsF các phân ngành Công cộng 2009.
Bảng 3.21: Bảng đánh giá sai số τcx và τkn. LsFcx và LsFkn các phân ngành 2009.
Bảng 3.22: Bảng phụ tải điển hình miền Bắc tháng 1 năm 2009.
Bảng 3.23: Bảng hệ số Kt miền Bắc tháng 1 năm 2009.
Bảng 3.24: Bảng tính Tmax, τ, LF, LsF miền Bắc tháng 1 năm 2009.
Bảng 3.25: Bảng tổng hợp Tmax, τ, LF, LsF năm 2009.
Bảng 3.26: Bảng đánh giá sai số τcx và τkn; LsFcx và LsFkn năm 2009.
Bảng 3.27: Bảng thông số TBA Triệu Quang Phục (nút 98A) .
Bảng 3.28: Bảng tính tổn thất TBA Triệu Quang Phục (nút 98A).
Bảng 3.29: Bảng tính dòng công suất nhánh từ nút 98 đến nút 98A.
Bảng 3.30: Bảng tính dòng công suất nhánh từ nút 132 đến nút 130.
Bảng 3.31: Bảng tính tổn thất khi hiệu chỉnh công suất nhánh từ nút 98 - 98A.
Bảng 3.32: Bảng tính tổn thất khi hiệu chỉnh công suất nhánh từ nút 132 - 130.
Bảng 3.33: Bảng tổng hợp các giá trị TTĐN (Kđt = 1) có hiệu chỉnh công suất.
Bảng 3.34: Bảng tính tổn thất nhánh từ nút 132 đến nút 130 (Kđt ≠ 1).
Bảng 3.35: Bảng tổng hợp các giá trị TTĐN (Kđt ≠ 1).
Bảng 3.36: Bảng tổng hợp các giá trị tổn thất công suất.

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình 2.1:

Nguyên tắc xác định tổn thất điện năng trên lưới điện.

Hình 2.2:

Đồ thị phụ tải hình bậc thang.

Hình 2.3:

Đồ thị τ = f(Tmax).

Hình 2.4:

Đồ thị xác định dòng điện trung bình bình phương Itb.

Hình 2.5:

Sơ đồ lưới điện đơn giản.

Hình 2.6:

Biểu đồ phụ tải và tổn thất công suất.

Hình 2.7:

Đồ thị quan hệ LsF và LF.

Hình 2.8:

Đồ thị phụ tải phức tạp.

Hình 2.9:

Biểu đồ phụ tải dạng bậc thang.

Hình 2.10:

Đồ thị biến thiên của công suất (S) theo thời gian (t).

Hình 2.11:

Đồ thị biến thiên của công suất S(t) dạng hình thang.

Hình 2.12:

Đồ thị phụ tải năm kéo dài.

Hình 2.13:

Đường cong quan hệ ∆P∑ = f P∑ .

Hình 2.14:

Họ các đường cong quan hệ ∆P∑ = f P∑ .

Hình 2.15:

Xây dựng biểu đồ tổn thất điện năng bằng đường cong tổn thất.

Hình 3.1:

Sơ đồ lưới cung cấp cho 2 phụ tải.

Hình 3.2:

Đồ thị phụ tải.

Hình 3.3:

Sơ đồ đường dây điện trung áp.

Hình 3.4:

Biểu đồ phụ tải điển hình ngành Công nghiệp.

Hình 3.5:

Sơ đồ lộ đường dây 471E4.3 Vĩnh Yên.

Hình 3.6:

Đánh số điểm đầu, cuối lộ đường dây 471E4.3 Vĩnh Yên.

( )

( )

PHẦN MỞ ĐẦU
Lý do chọn đề tài
Nhằm mục đích nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống điện và giảm giá thành
sản xuất điện năng, giảm tổn thất điện năng là một trong những nội dung được quan
tâm hàng đầu hiện nay.
Cùng với quá trình phát triển và đổi mới của đất nước, hệ thống điện Việt
Nam đang có bước phát triển nhảy vọt cả về quy mô công suất và phạm vi lưới cung
cấp điện. Năm 2009, tổng sản lượng điện thương phẩm của Việt Nam đạt 86,9 tỷ
kWh, bình quân đầu người đạt 987 kWh/người/năm. Trong khi đó, lượng điện bình
quân đầu người tại Malaysia 2397kWh/người/năm, Thái Lan 1300kWh/người/năm,
Singapor 8242kWh/người/năm, Hàn Quốc 4167 kWh/người/năm … Tuy nhiên mức
tổn thất điện năng của Việt Nam lại tỉ lệ nghịch, ở mức 12,23% năm 2003, năm
2002 là 13,41%, năm 2000 14,5%. Nếu so với các nước trong khu vực thì mức tổn
thất của Việt Nam còn rất cao, cụ thể Malaysia chỉ tổn thất 4%/ năm, Thái lan 9%,
Singapore 9%…[17]. Nếu Việt Nam có thể giảm tổn thất điện năng xuống thêm 1%
thì mỗi năm sẽ tiết kiệm được khoảng 870 triệu kWh, tương đương 670 tỷ đồng mỗi
năm. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đưa mục tiêu đến năm 2010 giảm mức
tổn thất điện năng xuống dưới 10%, bình quân mỗi năm giảm 0,425% [3]. Để làm
được điều ấy đòi hỏi phải đồng thời thực hiện các biện pháp về kỹ thuật, kinh
doanh, tổ chức quản lý.
Yêu cầu giảm tổn thất điện năng cũng đặt ra nhiều vấn đề cần được quan tâm
giải quyết. Việc tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật phụ thuộc rất nhiều vào số liệu
thống kê có được cũng như phương thức và quy trình tính toán. Phương pháp tính
toán tổn thất điện năng đang được sử dụng tại Việt Nam hiện nay còn không thống
nhất giữa các đơn vị thực hiện, cũng như không thực sự đầy đủ và phù hợp với số
liệu thống kê, đặc biệt là trong lưới điện phân phối khi số liệu thống kê chưa đầy đủ
và chính xác. Luận văn lựa chọn đề tài nghiên cứu nhằm mục đích đưa ra một cái
nhìn để đánh giá phương pháp truyền thống tính tổn thất điện năng hiện đang được

1

sử dụng, cũng như so sánh kết quả tính toán theo một số quy trình tính toán có thể
áp dụng cho lưới điện phân phối, dựa trên cơ sở dữ liệu hiện có của hệ thống điện
Việt Nam.
Lịch sử nghiên cứu
Phương pháp tính tổn thất công suất và điện năng kỹ thuật khi truyền tải điện
nói chung đã được đề xuất từ thế kỷ 19 trên cơ sở định luật Joule.
Đã có nhiều nghiên cứu khác nhau về tính toán và đánh giá tổn thất điện năng
kỹ thuật và phi kỹ thuật nói chung. Trong đó các hướng nghiên cứu chủ yếu là: đề
xuất và đánh giá các biện pháp nhằm giảm tổn thất điện năng trên các loại mạng
lưới điện, các phương pháp gần đúng để tính toán tổn thất điện năng, các phương
pháp phân bố tổn thất điện năng tổng theo phân vùng, các phương pháp và công
thức kinh nghiệm sử dụng cho việc tính nhanh tổn thất điện năng... [8, 10, 11, 14].
Đối với hệ thống truyền tải điện của Việt Nam, đặc biệt là đối với lưới điện
phân phối, số liệu thống kê không đầy đủ cũng như lưới điện có các đặc thù riêng,
chưa có nhiều nghiên cứu chuyên sâu nhằm đánh giá kiểm nghiệm độ chính xác khi
áp dụng các phương pháp và quy trình tính toán tổn thất điện năng trên lưới điện.
Luận văn lựa chọn hướng nghiên cứu nhằm kiểm nghiệm lại những công thức và
quy trình cơ bản đã và đang được áp dụng đại trà trong các đơn vị Điện lực cũng
như các trường Đại học, theo số liệu hiện có của phụ tải thực tế của Việt Nam.
Mục đích nghiên cứu của luận văn
Tìm hiểu thông tin về dữ liệu tổn thất điện năng hiện nay trong hệ thống điện
Việt Nam cũng như trên thế giới.
Tìm hiểu, đánh giá các phương pháp và quy trình tính toán tổn thất điện năng
kỹ thuật hiện có.
Phân tích các phương pháp tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật trong lưới
điện phân phối, so sánh và đánh giá ưu nhược điểm của các phương pháp, đưa ra
phương pháp phù hợp với lưới điện Việt Nam.

2


Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của luận văn
Tìm hiểu hiện trạng giảm tổn thất điện năng cũng như phương pháp xác định
tổn thất điện năng của Việt Nam và trên thế giới.
Tổng kết và so sánh đánh giá các phương pháp và quy trình tính toán tổn thất
điện năng kỹ thuật đang được áp dụng.
Đối tượng nghiên cứu và tính toán cụ thể là số liệu phụ tải của các phân ngành
và ngành khác nhau trong hệ thống điện Việt Nam. Các tính toán ứng dụng cho một
lưới điện phân phối điển hình của Việt Nam. Trong đó lấy lưới điện 22kV-E4.3
Vĩnh Yên làm lưới mẫu.
Phương pháp nghiên cứu:
Tìm hiểu, đánh giá lý thuyết và quy trình đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật.
Tính toán áp dụng cho số liệu phụ tải điển hình thu thập được và một xuất
tuyến lưới phân phối thực tế tại Việt Nam.
So sánh các quy trình tính toán, công thức kinh nghiệm với kết quả tính toán
chính xác.
Luận điểm cơ bản và đóng góp mới của luận văn:
Giảm tổn thất điện năng là một trong những nhu cầu cấp bách khi vận hành,
quy hoạch và quản lý hệ thống điện Việt Nam. Tuy nhiên, để có thể có được chiến
lược cũng như biện pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp, vấn đề quan trọng là xác
định chính xác nhất tổn thất điện năng kỹ thuật trên thực tế của lưới điện. Các
phương pháp và quy trình tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật tại Việt Nam hiện
nay, chủ yếu dựa trên cơ sở quy trình, lý thuyết tính toán và số liệu thống kê của
nước ngoài, do đó còn rất nhiều hạn chế cũng như chưa thể có căn cứ để quyết định
độ chính xác.
Luận văn thực hiện các tính toán so sánh nhằm kiểm nghiệm một số bước tính
toán quan trọng cũng như kết quả tính toán theo các quy trình chuẩn khi tính tổn

3


thất điện năng. Số liệu được sử dụng để so sánh là số liệu thực của hệ thống điện
Việt Nam. Qua đó nhằm đưa ra một đánh giá về các quy trình và phương pháp đang
được sử dụng rộng rãi cũng như khuyến nghị về quy trình tính toán tổn thất điện
năng hiện nay.
Luận văn được thực hiện và bố trí thành các chương như sau:
Phần mở đầu
Chương 1: Tổng quan về tổn thất điện năng.
Chương 2: Các phương pháp xác định tổn thất điện năng.
Chương 3: Áp dụng đánh giá tổn thất điển năng cho lưới phân phối ở Việt
Nam.
Kết luận chung.

4


CHƯƠNG I:
TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

1.1 Một số khái niệm.
Tổn thất điện năng (TTĐN) là phần điện năng dùng để truyền tải và phân phối
điện. Trong đó TTĐN ΔA trên một lưới điện trong một khoảng thời gian T là hiệu
giữa tổng điện năng nhận vào AN trừ tổng điện năng giao đi AG của lưới điện trong
khoảng thời gian T đó. Tổng điện năng giao, nhận của lưới điện là tổng đại số lượng
điện giao, nhận được xác định bởi hệ thống đo đếm điện năng tại các điểm đo đếm
ranh giới của lưới điện đó và tại khách hàng sử dụng điện (các hộ tiêu thụ) [12].
Thời gian xác định TTĐN thông thường là 1 năm (T = 8760h).
Tức là:

ΔA = AN – AG

(1.1)

Trong đó:
ΔA: Tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh).
AN: Tổng điện năng nhận vào lưới điện (kWh).
AG: Tổng điện năng giao đi từ lưới điện (kWh).
Điện tự dùng tại các trạm biến áp (TBA) là điện năng tiêu thụ trong TBA phục
vụ vận hành lưới điện, bao gồm điện dùng cho hệ thống thông tin, điều khiển, bảo
vệ, điều hòa, chiếu sáng lắp đặt trong trạm, kể cả các thiết bị bù tại trạm [12].
Ranh giới giao, nhận (mua, bán) điện năng là vị trí lắp đặt hệ thống đo đếm
điện năng giao, nhận (mua, bán) giữa các đơn vị [12].
Tổn hao máy biến thế nâng áp, máy biến áp (MBA) tự dùng thuộc các Công ty
phát điện quản lý không tính vào TTĐN lưới điện [12].
Điện năng tự dùng của TBA là điện năng thương phẩm, được hạch toán vào
chi phí quản lý của đơn vị quản lý, không tính vào TTĐN lưới điện [12].

5


Điện năng nhận nhưng được giao ngay cho đơn vị khác hoặc khách hàng tại
cùng một điểm đo đếm ranh giới giao nhận điện năng không được tính vào tỉ lệ
TTĐN của đơn vị [12].
TTĐN có thể chia làm hai loại: tổn thất điện năng kỹ thuật và tổn thất điện
năng phi kỹ thuật [1].
ΔA = ΔAkt + ΔAPkt

(1.2)

Trong đó:
ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh).
ΔAkt là tổn thất điện năng kỹ thuật trên lưới điện đang xét (kWh).
ΔAPkt là tổn thất điện năng phi kỹ thuật trên lưới điện đang xét (kWh).
TTĐN kỹ thuật (ΔAkt) do tính chất vật lý của quá trình truyền tải điện năng
gây ra. Do đó không thể loại bỏ hoàn toàn mà chỉ có thể hạn chế ở mức độ hợp lý.
Trong khoảng thời gian khảo sát t, nếu phụ tải không thay đổi thì trong hệ
thống điện có tổn thất công suất tác dụng là ∆P, thì TTĐN kỹ thuật được tính:
∆Akt = ∆P.t

(1.3)

Để tính tổn thất điện năng một cách chính xác ta cần lấy tích phân của vế phải
công thức (1.3):
t

Akt   Pdt

(1.4)

0

Ngoài ra, TTĐN kỹ thuật còn được chia ra thành 3 loại:
TTĐN kỹ thuật phụ thuộc vào dòng điện: là tổn thất do phát nóng trong các
phần tử, phụ thuộc vào bình phương của cường độ dòng điện và điện trở tác dụng
của phần tử. Đây là thành phần chính được tính đến trong tổn thất điện năng.
Thành phần tổn thất phụ thuộc vào dòng điện (phát nóng) được xác định dựa
trên cơ sở tính toán chế độ của hệ thống điện. Trong đó các tính toán được thực hiện
để xác định tổn thất công suất trên các đường dây và MBA tại các thời điểm cụ thể.

6


TTĐN kỹ thuật phụ thuộc vào điện áp bao gồm tổn thất không tải của MBA,
tổn thất vầng quang điện, tổn thất do rò điện (cách điện không tốt), tổn thất trong
mạch từ của các thiết bị đo lường… Loại TTĐN này có thể coi là không đổi và
thường được xác định từ các dữ liệu thống kê. Như vậy loại tổn thất điện năng này
phụ thuộc vào vật liệu và công nghệ chế tạo các thiết bị điện.
TTĐN do chất lượng điện: Phát nóng phụ do dòng điện thứ tự nghịch I2, dòng
điện thứ tự không I0 và sóng hài.
Tổn thất điện năng phi kỹ thuật (ΔAPkt) hay còn gọi là TTĐN kinh doanh là
TTĐN trong khâu kinh doanh điện gồm: Điện năng tiêu dùng nhưng không được đo
đếm do chủ quan của người quản lý khi công tơ chết, cháy không thay thế kịp thời,
bỏ sót hoặc ghi thiếu chỉ số; do không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế
công tơ định kỳ theo quy định… dẫn đến điện năng bán cho khách hàng đo được
qua hệ thống đo đếm thấp hơn so với điện năng khách hàng sử dụng.
Do đó, TTĐN phi kỹ thuật không thể giải quyết bằng các biện pháp kỹ thuật,
mà chỉ có thể dùng các biện pháp quản lý hành chính. Trong một số trường hợp có
thể phân loại để xác định tổn thất điện năng kinh doanh ở khâu nào, từ đó có biện
pháp xử lý. Ví dụ điện năng tổn thất khi đã được sử dụng nhưng không được đo,
điện năng đã được đo nhưng không được vào hóa đơn; điện năng đã được vào hóa
đơn nhưng không được trả tiền hoặc chậm trả tiền.
Mục tiêu của đề tài chỉ đánh giá tổn thất kỹ thuật do phát nóng gây ra (TTĐN
phụ thuộc vào thành phần dòng điện). Do đó, trong luận văn này, từ nay khi nhắc
đến TTĐN tức là đang nói đến tổn thất kỹ thuật do phát nóng gây ra.
1.2 Yêu cầu đánh giá tổn thất điện năng.
Trong mạng lưới điện, TTĐN gồm tổn thất điện năng kỹ thuật và tổn thất điện
năng phi kỹ thuật. TTĐN kỹ thuật gần như là cố định. Khi đó tổn thất điện năng
(ΔA) nhỏ hơn 10% được coi là chấp nhận được [2]. Nếu tổn thất điện năng trên

15% tức là có tổn thất điện năng kinh doanh, khi đó cần tính toán tổn thất điện năng
kỹ thuật để đánh giá mức độ tổn thất kinh doanh.

7


Đối với lưới điện phân phối (LPP) có khối lượng đường dây và TBA rất lớn,
dây dẫn có tiết diện nhỏ, dòng điện đi qua lớn, điện áp được hạ thấp nên yêu cầu về
chỉ tiêu kỹ thuật, công nghệ, yêu cầu về đầu tư cũng bị giảm so với lưới có điện áp
cao. Do đó LPP có TTĐN chiếm lượng đáng kể, khoảng 60-75% tổng TTĐN trên
toàn hệ thống điện [2].
TTĐN của 8 tháng đầu năm 2009 của Tổng công ty Điện lực miền Bắc (NPC)
toàn công ty là 8,86%, sản lượng điện thương phẩm là 10,1 tỷ kWh. Thử làm một
phép tính đơn giản, nếu lấy giá bán điện bình quân là 809,71 đồng/kWh thì chỉ
trong 8 tháng qua, NPC bị mất đi 725 tỉ đồng từ tổn thất điện năng [9].
Bảng 1.1 thống kê hiện trạng TTĐN của Việt Nam và một số quốc gia trên thế
giới [17].
Bảng 1.1: Thống kê tổn thất điện năng một số quốc gia Asian.
Điện năng

Điện năng

sản xuất

tiêu thụ

Năm lấy
STT

Tên nước

số liệu

6

6

(10 KWh)

(10 KWh)

TTĐN

TTĐN

106 KWh

%

1

Singapore

2008

417.200

379.400

378.000

9,06

2

Indonesia

2007

134.400

119.300

15.100

11,25

3

Thailand

2008

148.200

134.400

13.800

9,31

4

Vietnam

2009

86.900

74.500

12.400

14,27

5

Malaysia

2007

103.200

99.250

3.950

3,83

Xác định khu vực tổn thất và nhận dạng TTĐN được xem là biện pháp quan
trọng nhằm giúp cho người quản lý nhận biết rõ TTĐN ở khu vực nào, do kỹ thuật

hay kinh doanh để có biện pháp xử lý.

8


Xác định TTĐN thực hiện qua hệ thống công tơ đo đếm:
Các đơn vị thu thập số liệu điện năng nhận vào lưới điện và điện năng giao đi
từ lưới điện. Tính toán TTĐN thực hiện theo công thức (1.1)
Tuy nhiên với các lưới điện lớn, việc thu thập số liệu sẽ rất lớn, sự phức tạp
tăng lên nhanh chóng.
Xác định TTĐN của lưới điện qua tính toán TTĐN kỹ thuật:
Các đơn vị thực hiện tính toán TTĐN qua các thông số lưới điện và phương
thức vận hành để nhận dạng được TTĐN kỹ thuật của lưới điện thuộc phạm vi đơn
vị quản lý ở mức nào để trên cơ sở đó có biện pháp phù hợp giảm TTĐN. Tuy
nhiên, với các lưới có số nút lớn, các mạch vòng nối với nhau, khi đó việc giải tích
lưới điện sẽ rất phức tạp và mất nhiều thời gian.
Nhận dạng TTĐN theo từng cấp điện áp, từng khu vực lưới điện, từng xuất
tuyến trung áp, từng trạm biến áp công cộng:
Đơn vị quản lý dựa vào kết quả tính toán TTĐN thực hiện qua đo đếm và
TTĐN kỹ thuật qua tính toán để thực hiện đánh giá mức độ cao, thấp của TTĐN
từng cấp điện áp (cao áp, trung áp, hạ áp), từng khu vực lưới điện, từng xuất tuyến
trung áp, từng trạm biến áp phụ tải. So sánh giữa TTĐN kỹ thuật qua tính toán với
với kết quả tính toán TTĐN qua đo đếm để đánh giá mức độ hợp lý hay bất hợp lý
giữa hai kết quả tính toán kỹ thuật và tính toán qua đo đếm, từ đó tìm ra các nguyên
nhân của sự bất hợp lý và đề ra được các biện pháp giảm TTĐN hiệu quả, đúng khu
vực, đúng cấp điện áp, đúng xuất tuyến, đúng trạm biến áp có sự bất thường về
TTĐN.
1.3 Giảm tổn thất điện năng.
1.3.1. Các biện pháp giảm TTĐN.
Các phương pháp giảm TTĐN được áp dụng trong cả thiết kế, quy hoạch, vận

hành mạng lưới điện, bao gồm các biện pháp đòi hỏi vốn đầu tư cho hiệu quả giảm
TTĐN cao hơn và các biện pháp giảm TTĐN không đòi hỏi vốn đầu tư.

9


Các biện pháp giảm TTĐN yêu cầu vốn đầu tư:
Nâng cao mức điện áp vận hành của mạng lưới điện.
Tăng tiết diện dây hoặc thêm đường dây để giảm điện trở tác dụng dây dẫn.
Bù kinh tế công suất phản kháng để giảm công suất phản kháng truyền tải.
Sử dụng các thiết bị có điện trở nhỏ
Tối ưu hóa phân bố công suất, sử dụng thiết bị điện tử công suất linh hoạt.
Sử dụng các thiết bị lọc để loại bỏ sóng hài phát sinh trong các chế độ làm
việc của mạng lưới điện.
Quản lý nhu cầu điện năng (DSM).
Các biện pháp không đòi hỏi vốn đầu tư:
Vận hành kinh tế TBA.
Phân bố lại phụ tải để giảm độ không đối xứng trong lưới điện hạ áp.
Bảo quản tốt thiết bị để tránh rò điện.
Đối với hệ thống điện (HTĐ) đang vận hành, TTĐN dưới 10% được coi là
chấp nhận được, nếu TTĐN trên 15%, HTĐ được coi là có mức độ TTĐN kinh
doanh cao [1]. Để có thể thực hiện các biện pháp giảm TTĐN nói chung, thực tế
yêu cầu xác định chính xác (sát với thực tế nhất) giá trị TTĐN kỹ thuật, từ đó xác
định mức TTĐN kinh doanh.
1.3.2. Biện pháp quản lý kỹ thuật - vận hành
Không để quá tải đường dây, máy biến áp: Theo dõi các thông số vận hành
lưới điện, tình hình tăng trưởng phụ tải để có kế hoạch vận hành, cải tạo lưới điện,
hoán chuyển máy biến áp đầy, non tải một cách hợp lý, không để quá tải đường dây,
quá tải máy biến áp trên lưới điện.
Lắp đặt và vận hành tối ưu tụ bù công suất phản kháng, theo dõi thường xuyên

cosφ các nút trên lưới điện, tính toán vị trí và dung lượng lắp đặt tụ bù tối ưu để
quyết định lắp đặt, hoán chuyển và vận hành hợp lý các bộ tụ trên lưới nhằm giảm
TTĐN. Đảm bảo cosφ trung bình tại lộ trung thế trạm 110 kV tối thiểu là 0,98.
Thực hiện tốt công tác quản lý kỹ thuật vận hành ngăn ngừa sự cố: Đảm bảo
lưới điện không bị sự cố để duy trì kết dây cơ bản có TTĐN thấp.

10


Không để các MBA phụ tải vận hành tải lệch pha. Định kỳ hàng tháng đo
dòng tải từng pha Ia , Ib , Ic và dòng điện dây trung tính Io để thực hiện cân pha khi
dòng điện Io lớn hơn 15% trung bình cộng dòng điện các pha.
Đảm bảo vận hành phương thức tối ưu: Thường xuyên tính toán kiểm tra đảm
bảo phương thức vận hành tối ưu trên lưới điện. Đảm bảo duy trì điện áp trong giới
hạn cao cho phép theo quy định hiện hành và khả năng chịu đựng của thiết bị.
Thực hiện vận hành kinh tế máy biến áp:
Trường hợp TBA có 2 hay nhiều MBA vận hành song song cần xem xét vận
hành kinh tế máy biến áp, chọn thời điểm đóng, cắt máy biến áp theo đồ thị phụ tải.
Đối với các khách hàng có TBA chuyên dùng (trạm 110 kV, trạm trung áp)
mà tính chất của phụ tải hoạt động theo mùa vụ (trạm bơm thủy nông, sản xuất
đường mía v.v...), ngoài thời gian này chỉ phục vụ cho nhu cầu sử dụng điện của
văn phòng, nhân viên quản lý trạm bơm, đơn vị kinh doanh bán điện phải vận động,
thuyết phục khách hàng lắp đặt thêm MBA có công suất nhỏ riêng phù hợp phục vụ
cho nhu cầu này hoặc cấp bằng nguồn điện hạ thế khu vực nếu có điều kiện để tách
MBA chính ra khỏi vận hành.
Hạn chế các thành phần không cân bằng và sóng hài bậc cao: Thực hiện kiểm
tra đối với khách hàng gây méo điện áp (các lò hồ quang điện, các phụ tải máy hàn
công suất lớn v.v …) trên lưới điện. Trong điều kiện gây ảnh hưởng lớn đến méo
điện áp, yêu cầu khách hàng phải có giải pháp khắc phục.
Từng bước loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất cao bằng

các thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp (đặc biệt là đối với MBA, hiện nay
còn tồn tại MBA phân phối từ những năm 70, 80).
Tính toán và quản lý TTĐN kỹ thuật: Thực hiện tính toán TTĐN kỹ thuật của
từng TBA, từng đường dây, từng khu vực để quản lý, đánh giá và đề ra các biện
pháp giảm TTĐN phù hợp.

11


1.3.3. Biện pháp quản lý kinh doanh
Đối với kiểm định ban đầu công tơ: Phải đảm bảo chất lượng kiểm định ban
đầu công tơ để công tơ đo đếm chính xác trong cả chu kỳ làm việc (5 năm đối với
công tơ 1 pha, 2 năm đối với công tơ 3 pha), thay công tơ khi hết chu kỳ làm việc.
Đối với hệ thống đo đếm lắp đặt mới: Phải đảm bảo thiết kế lắp đặt hệ thống
đo đếm bao gồm công tơ, TU, TI và các thiết bị giám sát từ xa (nếu có) đảm bảo cấp
chính xác, được niêm phong kẹp chì và có các giá trị định mức (dòng điện, điện áp,
tỉ số biến…) phù hợp với phụ tải. Xây dựng và thực hiện nghiêm quy định về lắp
đặt, kiểm tra và nghiệm thu công tơ đảm bảo sự giám sát chéo giữa các khâu nhằm
đảm bảo không có sai sót trong quá trình lắp đặt, nghiệm thu hệ thống đo đếm.
Thực hiện kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm: Thực hiện quy định về kiểm
tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm (công tơ, TU, TI…) để đảm bảo các thiết bị đo đếm
trên lưới được niêm phong quản lý tốt, có cấp chính xác phù hợp đảm bảo đo đếm
đúng. Thực hiện chế độ quản lý, kiểm tra để kịp thời phát hiện và thay thế ngay
thiết bị đo đếm bị sự cố (công tơ kẹt cháy, TU, TI cháy hỏng…), hư hỏng hoặc bị
can thiệp trái phép trên lưới điện. Không được để công tơ kẹt cháy quá một chu kỳ
ghi chỉ số.
Củng cố nâng cấp hệ thống đo đếm: Từng bước áp dụng công nghệ mới, lắp
đặt thay thế các thiết bị đo đếm có cấp chính xác cao cho phụ tải lớn. Thay thế công
tơ điện tử 3 pha cho các phụ tải lớn; áp dụng các phương pháp đo xa, giám sát thiết
bị đo đếm từ xa cho các phụ tải lớn nhằm tăng cường theo dõi, phát hiện sai sót, sự

cố trong đo đếm.
Thực hiện lịch ghi chỉ số công tơ: Đảm bảo ghi chỉ số công tơ đúng lộ trình,
chu kỳ theo quy định, đúng ngày đã thỏa thuận với khách hàng, tạo điều kiện để
khách hàng cùng giám sát, đảm bảo chính xác kết quả ghi chỉ số công tơ và kết quả
sản lượng tính toán TTĐN. Củng cố và nâng cao chất lượng ghi chỉ số công tơ, đặc
biệt đối với khu vực dịch vụ điện nông thôn ghi chỉ số nhằm mục đích phát hiện kịp
thời công tơ kẹt cháy, hư hỏng ngay trong quá trình ghi chỉ số để xử lý kịp thời.

12


Khoanh vùng đánh giá TTĐN: Thực hiện lắp đặt công tơ ranh giới, công tơ
cho từng xuất tuyến, công tơ tổng từng TBA phụ tải qua đó theo dõi đánh giá biến
động TTĐN của từng xuất tuyến, từng TBA công cộng hàng tháng và lũy kế đến
tháng thực hiện để có biện pháp xử lý đối với những biến động TTĐN. Đồng thời so
sánh kết quả lũy kế với kết quả tính toán TTĐN kỹ thuật để đánh giá thực tế vận
hành cũng như khả năng có TTĐN thương mại thuộc khu vực đang xem xét.
Đảm bảo phụ tải đúng với từng đường dây, từng khu vực (không lẫn sector).
Kiểm tra, xử lý nghiêm và tuyên truyền ngăn ngừa các biểu hiện lấy cắp điện:
Tăng cường công tác kiểm tra chống các hành vi lấy cắp điện, cần thực hiện thường
xuyên liên tục trên mọi địa bàn, đặc biệt là đối với các khu vực nông thôn mới tiếp
nhận bán lẻ; Phối hợp với các cơ quan chức năng và chính quyền địa phương xử lý
nghiêm theo đúng quy định đối với các vụ vi phạm lấy cắp điện. Phối hợp với các
cơ quan truyền thông tuyên truyền ngăn ngừa biểu hiện lấy cắp điện. Giáo dục để
các nhân viên quản lý vận hành, các đơn vị và người dân quan tâm đến vấn đề giảm
TTĐN, tiết kiệm điện năng.
Thực hiện tăng cường nghiệp vụ quản lý khác: Xây dựng và thực hiện nghiêm
quy định quản lý kìm, chì niêm phong công tơ, TU, TI, hộp bảo vệ hệ thống đo
đếm; xây dựng quy định kiểm tra, xác minh đối với các trường hợp công tơ cháy,
mất cắp, hư hỏng… nhằm ngăn ngừa hiện tương thông đồng với khách hàng vi

phạm sử dụng điện; Tăng cường phúc tra ghi chỉ số công tơ để đảm bảo việc ghi chỉ
số đúng quy định của quy trình kinh doanh.
Các biện pháp quản lý nêu trên không mới, vấn đề là cách thức triển khai để
có hiệu quả cao nhất. Tùy theo đặc điểm thực tế, các đơn vị tiếp tục duy trì và tăng
cường các biện pháp quản lý của mình để mang lại hiệu quả giảm TTĐN.
1.4 Nhận xét và kết luận chương I.
Yêu cầu giảm TTĐN là nội dung quan trọng trong quy hoạch và vận hành lưới
điện. Tuy nhiên để có biện pháp giảm TTĐN phù hợp, cần xác định được mức độ
TTĐN kỹ thuật trong mạng lưới điện.

13


Để tính TTĐN, cần quan tâm hai bộ phận số liệu rất quan trọng là sơ đồ lưới
điện và phụ tải điện. Việc tính toán TTĐN, về mặt lý thuyết và phương pháp tính thì
chỉ xét đến tổn thất do phát nhiệt của các phần tải điện, điều này khá đơn giản và dễ
dàng đối với những sơ đồ lưới điện cụ thể và số liệu phụ tải đấy đủ. Tuy nhiên số
liệu phụ tải không tin cậy hoặc sơ đồ lưới điện thay đổi đa dạng, kết quả tính toán
TTĐN sẽ bị ảnh hưởng và đôi khi cho những kết quả không phản ánh đúng thực tế.
Trong trường hợp này, cụm từ “đánh giá TTĐN” sẽ phản ánh đúng thực chất công
việc hơn là “tính toán TTĐN”.
Sự hỗ trợ của các phần mềm tính toán là rất ít, các chương trình tính chế độ
xác lập không có tính TTĐN, hơn nữa các phần mềm chuyên dụng đòi hỏi có sự
chuẩn bị kỹ lưỡng về số liệu đầu vào mà lưới phân phối trung áp (6-35kV) chưa đáp
ứng được.
Trong HTĐ tại hầu hết các quốc gia, TTĐN thường được xác định qua hệ
thống công tơ đo lường. Còn ở Việt Nam, số liệu thu thập còn nhiều hạn chế, do đó
sẽ gặp khó khăn trong việc xác định TTĐN thực hiện qua hệ thống công tơ đo đếm
cũng như tính toán. Do vậy cần lựa chọn phương pháp và quy trình tính toán phù
hợp từng lưới, từng khu vực.

14


CHƯƠNG II:
CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
2.1 Phương pháp đo lường.
Phương pháp này áp dụng tại nhiều quốc gia trên thế giới. Tuy nhiên, kết quả
của phương pháp này bao gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật.
Xác định TTĐN bằng cách đo:
A ng.1

A t.1

..........

l­íi ®iÖn

A ng.M

..........

A t.N

A

Hình 2.1. Nguyên tắc xác định tổn thất điện năng trên lưới điện
M

N

A  ANG  AT   Ang.i   At.k
i 1

(2.1)

k 1

Trong đó:
ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh).
ANG là tổng điện năng nhận (kWh).
AT là tổng điện năng tiêu thụ (kWh).
Phương pháp đo: Dùng đồ hồ đo điện năng tại tất cả các mạch vào và ra khỏi
khu vực lưới điện cần xác định TTĐN.
Cụ thể, theo [17], tổng điện năng sản xuất của Việt Nam năm 2009 là 86,9 tỷ
kWh, điện năng tiêu thụ cùng kỳ là 74,5 tỷ kWh. Khi đó TTĐN tính được theo công
thức (2.1) là:
AVN  ANG  AT  86,9.109  74,5.109 12,4 .10 9 (kWh)

15


Tương tự như vậy, trên bảng 2.1 là số liệu về tình hình TTĐN một số quốc gia
trên thế giới.
Bảng 2.1: Thống kê tổn thất điện năng một số quốc gia.

STT

Tên nước

Năm lấy
số liệu

Điện năng

Điện năng

sản xuất

tiêu thụ

6

6

(10 KWh)

(10 KWh)

TTĐN

TTĐN

106 KWh

%

1

United States

2008

4.110.000

3.873.000

237.000

5,77

2

Korea, South

2008

440.000

385.100

54.900

12,48

3

Thailand

2008

148.200

134.400

13.800

9,31

4

Vietnam

2009

86.900

74.500

12.400

14,27

5

Brazil

2007

438.800

404.300

30.500

7,01

Nhận xét:
Kết quả xác định TTĐN phụ thuộc vào độ chính xác của số liệu đo và thống
kê. Đối với HTĐ Việt Nam, khi áp dụng phương pháp này thường gặp khó khăn
trong khâu thu thập số liệu, nhất là đối với LPP trung áp.
Phương pháp thường dùng để đánh giá TTĐN trong vận hành.
Kết quả thu được của phương pháp này bao gồm cả TTĐN kinh doanh, không
biết được TTĐN kỹ thuật. Để đánh giá mức độ tổn thất phi kỹ thuật, cần xác định
được tỷ lệ tổn thất kỹ thuật trong tổng TTĐN.
2.2 Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất.
Tổn thất công suất tác dụng gây ra TTĐN trên điện trở R của đường dây, trong
khoảng thời gian T đó là tích phân của tổn thất công suất theo thời gian vận hành,
để tiện trình bày các chỉ số đường dây i, j được bỏ qua:

16


T

T

T

S t2

dt
2
U
t
0

A   Pt dt  3R  I t2 dt  R 
0

0

(2.2)

Nếu đồ thị phụ tải (ĐTPT) có hình bậc thang với n bậc, mỗi bậc dài ti và có
công suất không đổi (h.2.2) thì:
n

A  R.
1

n
 n Pi 2

Si2
Qi2

.

t


R
.
.

t

.

t
i
i
i


2
2
2
 Ui

Ui
1 Ui
 1


(2.3)

S

Si

t1 t2 t3

ti

tn
t(h)

0

Hình 2.2: Đồ thị phụ tải hình bậc thang.
Nếu không biết giá trị của Ut thì có thể tính gần đúng bằng cách lấy Ut = Uđm:

R  n 2 n 2
A  2 .  Pi   Qi  .ti
U đm  1

1

(2.4)

Tổn thất điện năng năm thường tính theo ĐTPT kéo dài năm ti = 1 h:

A 

R  8760 2 8760 2 
.  Pi   Qi 
2
U đm
t 1
 t 1



(2.5)

Nếu đồ thị phụ tải là trơn ta có thể viết như sau:
8760
8760

R 
R
2
2
2

A  2   Pt dt   Qt2 dt   2 Pmax
 P  Qmax
Q
U dm  t 1
t 1
 U dm





(2.6)

Trong đó:
P là thời gian tổn thất công suất lớn nhất do công suất tác dụng (CSTD) gây ra

17