Nghiên cứu các phương pháp đánh giá tổn thất điện năng trong hệ thống điện, áp dụng hiệu chỉnh hệ số tổn thất cho số liệu của lưới điện phân phối việt nam

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
--------------------------------------

HOÀNG DUY HƯNG

NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ
TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN,
ÁP DỤNG HIỆU CHỈNH HỆ SỐ TỔN THẤT CHO SÓ LIỆU
CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VIỆT NAM

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
TS. LÃ MINH KHÁNH

Hà Nội - 2014


1

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 TS. 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 26 tháng 9 năm 2014

Tác giả luận văn

Hoàng Duy Hưng


2

MỤC LỤC
Trang
Lời cam đoan

1

Mục lục

2

Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt

4

Danh mục các bảng

5

Danh mục các hình vẽ, đồ thị

6

MỞ ĐẦU

7

I. Lý do chọn đề tài

7

II. Mục đích nghiên cứu của luận văn

7

III. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

8

IV. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

8

V. Các nội dung nghiên cứu

8

CHƯƠNG I: TÌM HIỂU ĐẶC ĐIỂM VÀ ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG ÁP
DỤNG CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

10

CHO HỆ THỐNG ĐIỆN

I.1 Khái niệm và phân loại tổn thất điện năng trong hệ thống điện
I.2 Yêu cầu và các biện pháp làm giảm tổn thất điện năng trong lưới điện
phân phối

10
12

I.2.1 Các biện pháp đòi hỏi vốn đầu tư

13

I.2.2 Các biện pháp không đòi hỏi vốn đầu tư

14

I.3 Phương pháp xác định tổn thất điện năng

17

I.3.1 Xác định tổn thất điện năng theo thiết bị đo

17

I.3.2 Công thức tổng quát tính tổn thất điện năng kỹ thuật

19

I.3.3 Tính chính xác theo đồ thị phụ tải

20

I.3.4 Thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ

22

I.3.5 Hệ số tổn hao điện năng LsF

23

I.4. Bài toán hiệu chỉnh hệ số trong lưới điện phân phối

25

I.5 Kết luận chương I

29


3

CHƯƠNG II. ĐẶC TRƯNG TIÊU THỤ ĐIỆN NĂNG CỦA PHỤ TẢI
ĐIỆN VÀ QUAN HỆ VỚI HỆ SỐ TỔN HAO TRÊN LƯỚI ĐIỆN.
II.1 Đặc trưng tiêu thụ điện năng của phụ tải điện
II.2 Một số đánh giá dựa trên cơ sở thống kê về quan hệ giữa hệ số tổn thất
và hệ số phụ tải
II2.1 Quan hệ giữa thời gian TTCS max  và thời gian sử dụng công suất

30
30
33

33

lớn nhất Tmax
II.2.2 Quan hệ giữa hệ số tổn thất và hệ số phụ tải

36

II.3 Ví dụ áp dụng tính toán hệ số tổn thất

43

II.4 Nhận xét và kết luận chương II

45

CHƯƠNG III. TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO CÁC
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỰC TẾ CỦA VIỆT NAM
III.1 Dữ liệu tiêu thụ điện năng của các hộ tiêu thụ và đồ thị phụ tải điển
hình của các thành phần phụ tải.

47

47

III.1.1 Dữ liệu điện năng tiêu thụ của các thành phần phụ tải

47

III.1.2 Đồ thị phụ tải điển hinh của các thành phần phụ tải

48

III.2 Xây dựng đồ thị phụ tải của lưới điện phân phối

50

III.3 Tính toán so sánh hệ số tổn thất

55

III.3.1 Quy trình tính toán

55

III.3.2 Kết quả tính toán

57

III.4 Nhận xét và kết luận chương III

75

CHƯƠNG IV. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

77

TÀI LIỆU THAM KHẢO

79

4

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
CSPK

Công suất phản kháng

CSTD

Công suất tác dụng

ĐTPT

Đồ thị phụ tải

EVN

Electricity of Vietnam (Tập đoàn Điện lực Việt Nam)

HTĐ

Hệ thống điện

LF

Load Factor (Hệ số phụ tải)

LsF

Loss Factor (Hệ số tổn thất)

LĐPP

Lưới điện phân phối

LĐTT

Lưới điện truyền tải

TBA

Trạm biến áp

TTCS

Tổn thất công suất

TTĐN

Tổn thất điện năng

TU

Biến điện áp

TI

Biến dòng điện

MBA

Máy biến áp


5

DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng I.1: Thống kê tổn thất điện năng tại một số quốc gia.
Bảng II.1: Bảng tra quan hệ giữa Tmax và 
Bảng II.2: Công suất phụ tải tương đối trong ngày điển hình của lưới điện.
Bảng II.3: Biểu thức đặc trưng của LF, LsF và τ , Tmax
Bảng III.1: Số liệu “Bán điện năng theo từng thành phần phụ tải”, Điện lực Yên
Hưng – Quảng Ninh, 2009
Bảng III.2: Hệ số tổn thất điện năng tính từ đồ thị phụ tải lưới điện Yên Hưng
Bảng III.3: Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Bắc tháng 1 năm 2009
Bảng III.4: Công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Bắc tháng 1 năm 2009
Bảng III.5: Kết quả tính Tmax, , LF, LsF miền Bắc tháng 1 năm 2009
Bảng III.6: Đồ thị phụ tải điển hình miền Trung tháng 1 năm 2009
Bảng III.7: Công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Trung tháng 1 năm 2009
Bảng III.8: Kết quả tính Tmax, , LF, LsF miền Trung tháng 1 năm 2009.
Bảng III.9: Đồ thị phụ tải điển hình miền Nam tháng 1 năm 2009.
Bảng III.10: Công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Nam tháng 1 năm 2009.
Bảng III.11: Kết quả tính Tmax, , LF, LsF miền Nam tháng 1 năm 2009.
Bảng III.12: Tổng hợp kết quả tính Tmax, , LF, LsF năm 2009
Bảng III.13: Kết quả đánh giá sai số cx và kn; LsFcx và LsFkn năm 2009
Bảng III.14: Kết quả đánh giá sai số cx và kn; LsFcx và LsFkn cho đồ thị phụ tải
của từng phân ngành
Bảng III.15: Kết quả tính toán hiệu chỉnh hệ số k với số liệu phụ tải hệ thống

6

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình I.1: Sơ đồ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo
Hình I.2: Đồ thị phụ tải kéo dài hình bậc thang
Hình I.3: Khái niệm dòng điện trung bình bình phương I2tb
Hình II.1: Đồ thị phụ tải ngày đêm
Hình II.2: Đồ thị phụ tải kéo dài năm.
Hình II.2: Đồ thị  = f(Tmax)
Hình II.3: Sơ đồ thay thế lưới điện đơn giản.
Hình II.4: Biểu đồ công suất phụ tải và tổn thất công suất trên lưới.
Hình II.5: Quan hệ giữa hệ số tổn hao LsF và hệ số tải LF
Hình II.6: Đồ thị phụ tải dạng trơn.
Hình II.7: Đồ thị phụ tải dạng bậc thang
Hình II.8: Đồ thị phụ tải ngày đêm của lưới điện mẫu.
Hình III.1: Tỷ lệ điện năng tiêu thụ của từng thành phần phụ tải năm 2009 của Điện
lực Yên Hưng – Quảng Ninh..
Hình III.2: Đồ thị ngày làm việc điển hình của các thành phần phụ tải
Hình III.3: Đồ thị phụ tải điển hình ngày cuối tuần của các thành phần phụ tải
Hình III.4: Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Yên Hưng – Quảng Ninh
năm 2009
Hình III.5: Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Điện Biên 2009
Hình III.6: Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Hà Nam 2009
Hình III.7: Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Quảng Ninh 2009.
Hình III.8. Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Bắc tháng 1 năm 2009
Hình III.9. Đồ thị hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Bắc tháng 1/2009
Hình III.10. Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Trung tháng 1 năm 2009
Hình III.11. Đồ thị công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Trung tháng 1/2009

Hình III.12. Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Nam tháng 1 năm 2009
Hình III.13. Đồ thị công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Nam tháng 1/ 2009


7

MỞ ĐẦU
I. Lý do chọn đề tài
Việc đánh giá mức độ tổn thất điện năng trong lưới điện đóng một vai trò quan
trọng trong công tác quản lý, quy hoạch và vận hành lưới điện. Do không có đầy đủ
thông tin về phụ tải, thông thường các tính toán tổn thất điện năng trong lưới điện
thường áp dụng công thức quy đổi dựa trên kinh nghiệm, cả trong thực tế vận hành
lẫn trong nghiên cứu giảng dạy tại các trường đại học [2,7]. Hiện nay tại Việt Nam
các công thức kinh nghiệm nhằm xác định mức tổn thất dựa theo phụ tải trong lưới
điện đều áp dụng các đánh giá gần đúng của nước ngoài [1,2,3]. Trong đó cách tính
toán sử dụng khái niệm hệ số tổn hao điện năng (Loss Factor) hoặc tương tự là thời
gian tổn thất công suất lớn nhất (Equivalent Loss Hours) được áp dụng nhiều hơn
cả. Tuy nhiên các công thức kinh nghiệm này đều được thành lập dựa trên các dữ
liệu thống kê về phụ tải của lưới điện nước ngoài (Bắc Mỹ, Liên Xô cũ, Tây Âu...)
trong một giai đoạn vận hành nào đó [11,12,13, 15]. Khi áp dụng vào điều kiện lưới
điện Việt Nam có thể cho sai số nhất định. Khi có số liệu vận hành thực tế của phụ
tải lưới điện Việt Nam, hoàn toàn có thể đánh giá các phương pháp tính toán tổn
thất điện năng và các hệ số quy đổi hiện đang được áp dụng.
Luận văn đặt vấn đề nghiên cứu lại các công thức tính tổn thất điện năng dựa
trên các số liệu phụ tải của lưới điện phân phối toàn Việt Nam thu thập được trong
giai đoạn 2001-2010. Các kết quả tính toán có thể cho thấy một đánh giá bước đầu
trong việc sử dụng các công thức tính toán tổn thất điện năng tại Việt Nam hiện nay.
II. Mục đích nghiên cứu của luận văn
Luận văn dự kiến thực hiện việc đánh giá mức độ chính xác khi áp dụng hệ số
tổn thất nhằm tính toán tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối Việt Nam. Các

số liệu để so sánh đánh giá được xử lý từ dữ liệu về điện năng tiêu thụ trong thời
gian gần đây tại các đơn vị điện lực và đồ thị phụ tải điển hình đã được xây dựng
của lưới điện phân phối Việt Nam.


8

III. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Các nghiên cứu và tính toán mô phỏng trong luận văn được thực hiện với đối
tượng là hệ thống điện Việt Nam nói chung và phụ tải của lưới điện phân phối tại
các đơn vị điện lực nói riêng.
Số liệu về điện năng tiêu thụ là của lưới điện phân phối trong các điện lực Việt
Nam giai đoạn 2001-2010.
IV. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Đánh giá được tổn thất điện năng và tối ưu hóa lưới điện trên cơ sở điện năng
tổn thất dự kiến là một trong những yêu cầu cần thiết trong các công tác vận hành,
quy hoạch thiết kế và quản lý hệ thống điện Việt Nam. Các phương pháp và quy
trình tính toán đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật trong lưới điện tại Việt Nam
hiện nay chủ yếu dựa trên cơ sở lý thuyết tính toán và số liệu thống kê theo kinh
nghiệm của nước ngoài, do đó còn rất nhiều hạn chế cũng như chưa thể có căn cứ
để quyết định độ chính xác đối với điều kiện lưới điện Việt Nam.
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
thất điện năng. Kết quả được sử dụng để so sánh là xử lý từ số liệu điện năng tiêu
thụ thực của hệ thống điện Việt Nam gần đây. Qua đó nhằm đưa ra một đánh giá về
các quy trình và phương pháp đang được sử dụng rộng rãi cũng như đề xuất hiệu
chỉnh về hệ số tổn hao được áp dụng dể tính toán tổn thất điện năng hiện nay.
V. Các nội dung nghiên cứu
Nhằm đạt được mục đích nghiên cứu trên, các nội dung sau đã được thực hiện
trong luận văn:

-

Tìm hiểu, đánh giá lý thuyết và quy trình đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật
hiện tại trong điều kiện lưới điện Việt Nam.

-

Thu thập dữ liệu và xây dựng các biểu đồ phụ tải đặc trưng cho tính chất tiêu
thụ điện năng của phụ tải trong hệ thống điện Việt Nam gần đây.


9

-

Thành lập quy trình đánh giá và tính toán hệ số tổn hao điện năng tương ứng
với phụ tải trong điều kiện lưới điện Việt Nam.

-

Hiệu chỉnh và đề xuất hệ số tổn hao điện năng thích hợp.

Trên cơ sở đó, nội dung bản thuyết minh được chia thành 4 chương như sau:
Chương I: Tìm hiểu đặc điểm và đánh giá khả năng áp dụng các phương pháp
tính toán tổn thất điện năng cho hệ thống điện.
Chương II: Đặc trưng tiêu thụ điện năng của phụ tải điện và quan hệ với hệ số
tổn hao trên lưới điện.
Chương III: Tính toán tổn thất điện năng cho các lưới điện phân phối thực tế
của Việt Nam.
Chương IV: Kết luận và kiến nghị.

10

CHƯƠNG I: TÌM HIỂU ĐẶC ĐIỂM VÀ ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG ÁP
DỤNG CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
CHO HỆ THỐNG ĐIỆN
I.1 Phân loại và khái niệm tổn thất điện năng trong hệ thống điện
Tổn thất điện năng (TTĐN) là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện.
Trong đó, TTĐN ∆A trên một lưới điện trong một khoảng thời gian T là hiệu giữa
tổng điện năng nhận vào Anhận trừ tổng điện năng giao đi Agiao 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
ở ranh giới của lưới điện đó và tại khách hàng sử dụng điện (các hộ tiêu thụ)1.
Tức là:

∆A = Anhận – Agiao, (kWh)

(1.1)

Thời gian xác định TTĐN thông thường là 1 năm (T = 8760h).
Tổn hao trong các máy biến áp tăng áp, máy biến áp (MBA) tự dùng thuộc các
Công ty phát điện quản lý không tính vào TTĐN lưới điện. Điện năng tự dùng của
trạm biến áp (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 [7].
TTĐN trên lưới điện bao gồm tổn thất kỹ thuật ∆AKT và tổn thất phi kỹ thuật
∆APKT:
∆A = ∆AKT + ∆APKT

(1.2)

Trong đó tổn thất kỹ thuật là lượng điện năng tiêu hao trên mạng lưới điện do
tính chất vật lý của quá trình truyền tải điện năng, không thể loại bỏ hàn toàn mà chỉ
có thể hạn chế ở mức độ hợp lý. Tổn thất điện năng kỹ thuật cũng có thể phân thành
2 loại (theo [1]):
-

TTĐN phụ thuộc vào dòng điện (I2): lượng điện năng tiêu hao do phát nóng
trên các phần tử khi có dòng điện đi qua. Tổn thất điện năng do phát nóng

1

Dựa theo quyết định số 288/QĐ-EVN-KTLĐ-KD&ĐNT ngày 18/02/2008 của Tập đoàn Điện lực Việt
Nam.


11

chủ yếu trên điện trở tác dụng của đường dây và của các cuộn dây trong
MBA. Đây là hai thành phần chính của tổn thất kỹ thuật.
-

TTĐN phụ thuộc vào điện áp (U2): bao gồm tổn thất vầng quang điện, tổn
thất do rò điện, tổn thất không tải của MBA, tổn thất trong mạch từ của các
thiết bị đo lường... Trong đó tổn thất không tải của MBA là thành phần lớn
nhất và có thể xác định thông qua số liệu của các TBA.

Tổn thất phi kỹ thuật là lượng điện năng tổn thất do nguyên nhân thuộc về quản
lý, chỉ có thể giải quyết bằng các biện pháp hành chính. Trong luận văn không đặt
vấn đề tính toán đánh giá dung lượng tổn thất phi kỹ thuật, do đó sẽ sử dụng ký hiệu

chung là ∆A cho tổn thất điện năng kỹ thuật.
Do đó, để xác định tổn thất kỹ thuật, có 3 thành phần chính cần phải tính toán:
TTĐN do phát nóng trên điện trở tác dụng của đường dây, do phát nóng trên điện
trở tác dụng của các cuộn dây MBA (phụ thuộc vào dòng điện và có thể được xác
định dựa trên tính toán chế độ xác lập của lưới điện) và TTĐN trong lõi thép của
các MBA (không phụ thuộc vào phụ tải và được xác định từ tổn thất công suất
không tải).
Như vậy, phần TTĐN do phát nóng phụ thuộc vào điện trở tác dụng của các
phần tử chính trong lưới điện và phân bố công suất trên lưới. Việc xác định TTĐN
trong các phần của hệ thống điện chịu ảnh hưởng nhiều bởi cấu trúc lưới điện tính
toán. Có thể phân biệt việc xác định TTĐN trong lưới điện truyền tải và lưới điện
phân phối.
Lưới điện truyền tải là phần lưới điện nối từ các nguồn điện (các nhà máy điện)
đến các TBA trung gian cung cấp điện cho các cụm phụ tải địa phương (theo [2]).
Trong hệ thống điện Việt Nam, lưới điện truyền tải bao gồm các mạng lưới điện có
cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV. Việc tính toán tổn thất trong lưới điện truyền
tải tương đối phức tạp, do lưới điện có thể có dạng mạch vòng kín hoặc do nhiều
nguồn điện cung cấp công suất, khi đó phân bố công suất trên các đoạn lưới không


12

chỉ phụ thuộc vào sự biến đổi công suất của mỗi phụ tải, mà còn vào chế độ làm
việc của các nguồn điện và cấu trúc lưới điện.
Lưới điện phân phối là phần lưới điện nối từ các trạm biến áp trung gian, trực
tiếp cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ [2,3]. Lưới phân phối thường bao gồm 2 cấp
điện áp: lưới trung áp (có điện áp 6, 10, 22, 35kV) và lưới hạ áp (380V), do các đơn
vị điện lực thuộc EVN quản lý. Hiện nay có một số lưới điện phân phối cũng bao
gồm các đường dây và trạm biến áp có điện áp 110kV có chức năng phân phối điện.
Hầu hết lưới điện phân phối đều có dạng mạch hở hoặc là lưới kín nhưng vận hành

hở, khi đó công suất trên các đoạn lưới có thể coi như biến đổi theo công suất của
phụ tải ở cuối mỗi đoạn.
I.2 Yêu cầu và các biện pháp làm giảm tổn thất điện năng trong lưới điện
phân phối
Tổn thất điện năng trên lưới có ảnh hưởng rất lớn đến chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật
của hệ thống điện. Các biện pháp làm giảm tổn thất điện năng không những có ý
nghĩa làm giảm giá thành sản xuất điện, mà còn góp phần khai thác hiệu quả các
công trình điện, giảm chi phí đầu tư xây dựng nhà máy điện, tiết kiệm điện năng
cũng chính là tiết kiệm năng lượng sơ cấp, nguồn tài nguyên thiên nhiên ngày càng
cạn kiệt.
Chính vì vậy việc tính toán chính xác tổn thất điện năng rất cần thiết trong công
tác quản lý và vận hành lưới điện. Tuy nhiên, phần lớn các phương pháp tính toán
tổn thất điện năng đang sử dụng chủ yếu dừng lại ở một vài cách đánh giá sơ bộ,
phân tích chung chung, sai số lớn.
Hiện nay hiệu quả của các biện pháp giảm tổn thất điện năng vẫn thuộc về các
biện pháp giảm kỹ thuật và giảm tổn thất thương mại, tuy nhiên do biện pháp kỹ
thuật có vốn đầu tư lớn nên chủ yếu tập trung biện pháp thương mại. Vấn đề đầu tư
hợp lý thiết bị bù, vấn đề cải tạo nâng cao chất lượng lưới điện, đảm bảo tiêu chuẩn
thiết kế lưới, tối ưu hóa phương thức vận hành … có thể đem lại hiệu quả lâu dài và
tin cậy hơn. Để có được kết quả chính xác cần phải áp dụng những phương pháp


13

phân tích, tính toán tổn thất hoàn thiện và phù hợp hơn. Có thể nói hiệu quả của các
biện pháp giảm tổn thất kỹ thuật phụ thuộc vào độ chính xác, tính phù hợp của các
phương pháp tính toán, phân tích tổn thất công suất và điện năng. Có thể phân chia
các biện pháp giảm tổn thất điện năng thành 2 loại như sau:
I.2.1 Các biện pháp đòi hỏi vốn đầu tư
Nâng cao cấp điện áp vận hành của mạng lưới điện: ví dụ thay lưới điện 6kV và

10kV bằng lưới điện 22kV. Việc nâng cao điện áp vận hành chỉ thực hiện trong
phạm vi cho phép giới hạn điều chỉnh bởi với một điện áp định mức không thể nâng
điện áp quá cao sẽ làm ảnh hưởng đến độ bền cách điện của đường dây cũng như
thiết bị có thể gây sự cố làm hư hỏng thiết bị. Đây là biện pháp hiệu quả nhất,
nhưng cũng có chi phí cao nhất.
Biện pháp thông dụng và hiệu quả khác là bù kinh tế trong lưới điện phân phối
bằng tụ điện tĩnh: cụ thể là tính toán lắp đặt và vận hành tối ưu các trạm 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.
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. San tải trong một đường dây hoặc
giữa các đường dây khác nhau, tăng tiết diện dây dẫn đường dây hiện có, có thể
phải làm thêm các đoạn đường dây điện ngắn hoặc thêm trạm biến áp.
Giảm bán kính cấp điện tức là giảm chiều dài đường dây cũng là giảm điện trở
đường dây, tuy nhiên phải đầu tư xây dựng thêm nhiều trạm trung gian, làm tăng
vốn đầu tư. Do đó cần phải tính toán hợp lý bài toán kinh tế của việc xây dựng thêm
trạm trung gian.
Hoàn thiện cấu trúc lưới để có thể vận hành với tổn thất nhỏ nhất, làm thêm
điểm cắt lưới, đường dây điện nối, …


14

Các biện pháp đòi hỏi vốn đầu tư khi thực hiện phải tính đến bài toán tối ưu (tức
là có hiệu quả nhất) mới thực hiện.
I.2.2 Các biện pháp không đòi hỏi vốn đầu tư:
Các biện pháp không đòi hỏi vốn đầu tư chính là các biện pháp quản lý kinh
doanh - vận hành. Đó là:

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 cho phép theo quy định hiện hành và khả năng chịu đựng của thiết bị.
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.
Giảm mức độ không đối xứng trong lưới điện hạ áp do phân bố phụ tải không
đều. 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.
Kiểm tra, bảo dưỡng lưới điện ở tình trạng vận hành tốt: Thực hiện kiểm tra
bảo dưỡng lưới điện đảm bảo các tiêu chuẩt kỹ thuật vận hành: Hành lang lưới điện,
tiếp địa, cách điện của đường dây, mối tiếp xúc, thiết bị… Không để các mối nối,
tiếp xúc (trên dây dẫn, cáp, đầu cực thiết bị ...) tiếp xúc không tốt gây phát nóng dẫn
đến tăng TTĐN.
Thực hiện công tác vận hành kinh tế trạm biến áp nhiều máy: Đối với trạm có
nhiều máy biến áp phải xây dựng các đường cong tổn thất công suất của trạm để
chọn phương thức vận hành kinh tế nhất của trạm biến áp. Trường hợp trạm biến áp
có 2 hay nhiều máy biến áp 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 trạm biến áp 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, ...), ngoài thời gian này chỉ phục vụ cho nhu cầu sử dụng điện của văn


15

phòng, nhân viên quản lý trạm bơm, đơn vị kinh doanh bán điện phải vận động,
thuyết phục khách hàng lắp đặt thêm máy biến áp 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 máy biến áp 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, …) 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 máy biến áp, hiện
nay còn tồn tại máy biến áp phân phối cũ, lỗi thời từ những năm 70, 80).
Tính toán và quản lý TTĐN kỹ thuật: Thực hiện tính toán TTĐN kỹ thuật của
từng trạm biến áp, từng đường dây, từng khu vực để quản lý, đánh giá và đề ra các
biện pháp giảm TTĐN phù hợp.
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). Thực hiện kiểm định, thay thế định kỳ công
tơ đúng thời hạn theo quy định (theo chu kỳ làm việc của công tơ).
Đối với hệ thống đo đếm lắp đặt mới: Phải đảm bảo thiết kế lắp đặt hệ thống đo
đếm bao gồm công tơ, biến điện áp (TU), biến dòng điện (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


16

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. 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.
Khoanh vùng đánh giá TTĐN: Thực hiện lắp đặt công tơ ranh giới, công tơ cho
từng xuất tuyến, công tơ tổng từng trạm biến áp phụ tải qua đó theo dõi đánh giá
biến động TTĐN của từng xuất tuyến, từng trạm biến áp 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.
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


17

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 tượng 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.
Khuyến khích các khách hàng dùng điện sản xuất vào thời gian thấp điểm, hạn
chế dùng điện vào thời gian cao điểm để sang bằng biểu đồ phụ tải, sẽ giảm được
tổn thất điện năng cũng như khai thác hiệu quả kinh tế hơn các công trình điện,
giảm suất sự cố của lưới điện cũng như giảm sức ép đầu tư xây dựng công trình
điện chỉ để đáp ứng công suất cao điểm.
I.3 Phương pháp xác định tổn thất điện năng
I.3.1 Xác định TTĐN theo các thiết bị đo
Việc đánh giá TTĐN bằng các thiết bị đo đếm cho kết quả chính xác trên cơ sở
định nghĩa của EVN, xác định theo công thức (1.1). Tuy nhiên, kết quả xác định
được sẽ bao gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật. Bên cạnh đó, phương
pháp này không thể sử dụng được cho các nghiên cứu, dự báo, quy hoạch thiết kế
hoặc các tính toán tối ưu hóa vận hành hệ thống.
Tổng TTĐN được xác định bằng cách đo như sau:


18

A1Giao

A1Nhận

Lưới điện

(ΔA)

...

...

AnGiao

AmNhận

Hình I.1. Sơ đồ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo
Phương pháp đo: sử dụng các thiết bị đo đếm điện năng được đồng bộ trong
cùng thời gian khảo sát tại tất cả các mạch vào và ra (tại ranh giới giao và nhận điện
năng) khỏi khu vực lưới điện cần xác định TTĐN. Khi đó:
m

n

i 1

k 1

(k)
A  A N  AG   A(i)
nhan   A giao

(1.3)

Với:
- ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh), xác định trong khoảng

thời gian T;
- AN là tổng điện năng nhận (kWh) từ các thiết bị đo tại nguồn của lưới điện
trong khoảng thời gian T;
- AG là tổng điện năng tiêu thụ (kWh) từ các thiết bị đo tại nơi giao (tiêu thụ)
điện năng trong khoảng thời gian T.
Cụ thể, theo [4], 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 tổng TTĐN trong năm tính
được theo công thức (1.3) sẽ là :
ΔAΣ = AN - AG = 86,9.109 - 74,5.109 = 12,4.109 (kWh)


19

Tương tự như vậy, trên bảng I.1 là số liệu về tình hình TTĐN một số quốc gia
trên thế giới, [8].
Bảng I.1. Thống kê tổn thất điện năng tại một số quốc gia.

TT

Tên nước

Điện năng

Điện năng

sản xuất

tiêu thụ

Năm lấy

số liệu
6

TTĐN

TTĐN

106 kWh

%

6

(10 kWh)

(10 kWh)

1

Mỹ

2008

4.110.000

3.873.000

237.000

5,77

2

Thái Lan

2008

148.200

134.400

13.800

9,31

3

Việt Nam

2009

86.900

74.500

12.400

14,27

4

Brazil

2007

438.800

404.300

30.500

7,01

5

Nhật Bản

2011

937.600

859.700

77.900

8,31

Có thể rút ra một số nhận xét về phương pháp xác định tổng tổn thất điện năng
trong lưới điện bằng phương pháp đo lường như sau:
- Kết quả xác định TTĐN phụ thuộc vào độ chính xác của số liệu đo và thống

kê, yêu cầu các số liệu từ thiết bị đo lường phải được đồng bộ tuyệt đối về thời gian
ghi lại dữ liệu. 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 thực tế trong công tác vận hành
và quản lý mạng lưới điện.
- Kết quả thu được của phương pháp này bao gồm cả TTĐN phi kỹ thuật, còn
gọi là tổn thất kinh doanh, không thể biết được TTĐN kỹ thuật do đặc điểm cấu trúc
lưới điện và đặc trưng của phụ tải. Để đánh giá mức độ tổn thất phi kỹ thuật, cần
xác định được tỷ lệ tổn thất kỹ thuật trong tổng TTĐN.
I.3.2 Công thức tổng quát tính TTĐN kỹ thuật


20

Trong hầu hết các tính toán TTĐN với thành phần chính là tổn thất trên điện trở
dây dẫn và các cuộn dây MBA, các công thức đều xuất phát từ việc xác định tổn
thất do phát nóng trên điện trở tác dụng của các phần tử [2].
Trên cơ sở định luật Joule do phát nóng trên điện trở tác dụng, tổn thất công
suất (TTCS) tác dụng do phát nóng tại mỗi thời điểm ∆P(t) tỷ lệ thuận với bình
phương của cường độ dòng điện It đi qua điện trở R:

S 2t
Pt2  Q2t
P  3I t R  2 R 
R
Ut
U 2t
2

(1.3)

Trong đó St và Ut là công suất toàn phần đi qua điện trở R và điện áp ở vị trí
tương ứng với St tại mỗi thời điểm t. Qua số liệu thống kê thực tế, các phụ tải điện
được cho dưới dạng công suất, vì thế nhiều tính toán chế độ của lưới điện được thực
hiện thông qua phân bố công suất St thay vì dòng điện It.
Tổn thất công suất tác dụng ∆P(t) là TTĐN trên điện trở R trong một đơn vị
thời gian, do đó TTĐN trong thời gian T là tích phân của TTCS tại mỗi thời điểm t
theo thời gian vận hành T:

S2t
Pt2  Q2t
A   P  t  dt  3R  I dt  R  2 dt  R 
dt
Ut
U 2t
0
0
0
0
T

T

T

T

2
t

(1.4)

TTCS tác dụng ∆P(t) thay đổi theo thời gian và phụ thuộc vào phụ tải, với nhiều
thông số không thể thu thập được, nhất là đối với lưới điện phân phối (LĐPP). Vì
thế trong từng tính toán thực tế với TTĐN, các công thức trên được vận dụng khác
nhau.
I.3.3 Tính chính xác TTĐN theo đồ thị phụ tải
Theo (1.4), tổn thất công suất tác dụng gây ra TTĐN trên điện trở R, trong
khoảng thời gian T đó là tích phân của tổn thất công suất theo thời gian vận hành.
Đối với lưới điện hở, công suất đi qua các phần tử của lưới điện có thể coi như biến
đổi theo công suất phụ tải cuối mỗi đoạn lưới. Khi đó nếu biết đồ thị phụ tải ngày
đêm (24 giờ) với giá trị của phụ tải từng giờ thì TTĐN trong một ngày sẽ là:


21

24

A24  R. (
i 1

 24 Pi2  Qi2

Si2
.1h)

R.
.1h 

2

2
U dm
 i 1 U dm


(1.5)

TTĐN cả năm được tính bằng cách nhân TTĐN một ngày đêm với số ngày
tương ứng trong năm:
k

A365   (k i .Ai )

(1.6)

i 1

Trong đó ΔAi là TTĐN ngày đêm tính cho loại đồ thị phụ tải i, ki là số ngày có
đồ thị phụ tải i và có tổng cộng k loại đồ thị phụ tải, khi đó:
k

k
i 1

i

 365

Đồ thị phụ tải thường được phân loại theo mùa, tháng hoặc ngày điển hình
trong tuần. Ví dụ có đồ thị phụ tải cho ngày làm việc (251 ngày) và đồ thị phụ tải

ngày cuối tuần (104 ngày) điển hình (theo [4]).
Nếu cho biết đồ thị phụ tải (ĐTPT) kéo dài năm có hình bậc thang với n bậc,
mỗi bậc kéo dài trong khoảng thời gian ti và có công suất phụ tải Si không đổi
(hình I.2), thì TTĐN được xác định như sau:
n
 n Pi2

Si2
Qi2
ΔA = R. 2 .Δt i = R.   2 .Δt i +  2 .Δt i 
i=1 U i
i=1 U i
 i=1 U i

n

S

Si

t1 t2 t3
0

ti

tn
t(h)

Hình I.2. Đồ thị phụ tải kéo dài hình bậc thang.

(1.7)


22

Nếu không biết giá trị của Ut hoặc đối với LĐPP, có thể tính gần đúng bằng
cách lấy Ut = Uđm:

R  n 2 n 2
ΔA = 2 .   Pi +  Qi  .Δt i
U đm  1
1


(1.8)

Tổn thất điện năng thường được tính theo ĐTPT kéo dài với ti = 1h, như vậy
giá trị tổn thất cho 1 năm sẽ là:

ΔA =

R  8760 2 8760 2 
.   Pi +  Qi 
2
U đm
t=1
 t=1


(1.9)

I.3.4 Thời gian tổn thất công suất lớn nhất 
Từ (1.9), nếu đồ thị phụ tải là trơn ta có thể viết lại như sau:
8760
8760
 R
R 
2
2
ΔA= 2   Pt dt+  Q2t dt  = 2  Pmax
τ P +Q2max τ Q 
U dm  t=1
t=1
 U dm

(1.10)

Trong đó: P là thời gian tổn thất công suất lớn nhất do công suất tác dụng
(CSTD) gây ra; và Q là thời gian tổn thất lớn nhất do công suất phản kháng (CSPK)
gây ra, chúng phụ thuộc vào đồ thị CSTD và CSPK của phụ tải. Cụ thể biểu thức
xác định các giá trị P và Q như sau:
8760

8760

 P dt 

Pt2dt

2

i

τP =

=

t=1
2
Pmax

0
2
Pmax

 Q dt 
2
i

τQ =

(1.11)

8760

8760

t=1

Q2max

=

2
t

Q dt

0

Q2max

Trong thực tế tính toán, thường giả thiết rằng đồ thị CSPK và CSTD gần giống
nhau, cũng có nghĩa là hệ số công suất cos của phụ tải không đổi trong năm.
Với giả thiết này Q = P =  và có thể viết :


23

ΔA=

R
S2max . R .τ
2
2
P
+Q
.τ
=
= ΔPmax .τ
max 

2  max
2
U dm
U dm
8760

8760

 S dt 
2
i

τ=

t=1

S

(1.12)

2
max

=

I 2t dt

0

I 2max

(1.13)

Thông số  gọi là thời gian tổn thất công suất lớn nhất;  đặc trưng cho khả
năng gây ra tổn thất điện năng do phát nóng trên một điện trở R trong khoảng thời
gian khảo sát T=8760h của một phụ tải cụ thể.
Ý nghĩa của thông số  rất rõ ràng, nếu dòng điện It luôn bằng Imax không đổi thì
trong thời gian  (giờ) nó gây ra tổn thất đúng bằng TTĐN do dòng điện thật gây ra
trong cả năm (T=8760h). Như vậy, nếu biết thời gian tổn thất công suất lớn nhất  ta
có thể tính được TTĐN năm theo công thức (1.12).
Giá trị  được tính toán cho các loại đồ thị phụ tải có quy luật biến đổi ổn định,
sau đó đưa vào các số liệu thống kê để sử dụng trong quy hoạch và thiết kế điện.
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất  thường được áp dụng trong tính toán TTĐN
kỹ thuật trong lưới điện khi biết các đặc trưng của đồ thị phụ tải kéo dài năm.
Phương pháp này cũng thường xuyên được áp dụng tại các đơn vị điện lực Việt
Nam khi thống kê TTĐN hàng năm (trong [4,7]).
I.3.5 Hệ số tổn hao (tổn thất) điện năng (LsF)
Một phương pháp thông dụng khác nhằm xác định nhanh tổn thất điện năng
trong lưới điện là sử dụng hệ số tổn thất (một số tài liệu gọi là hệ số tổn hao) điện
năng trên cơ sở dòng điện trung bình bình phương. Phương pháp này thường được
áp dụng nếu biết đồ thị phụ tải ngày đêm.
Dòng điện trung bình bình phương I2tb là dòng điện quy ước có giá trị không
đổi, chạy trên đường dây trong suốt thời gian khảo sát T và gây nên TTĐN bằng tổn
thất điện năng do dòng điện làm việc gây ra (hình I.3). Ở đây đồ thị I2 trên hình I.3


24

còn có thể hiểu là sự thay đổi của tổn thất công suất tác dụng ΔP theo thời gian trên
đường dây nối với hộ phụ tải đã cho.

Với khoảng thời gian tính toán tổn thất điện năng thường lấy trong 1 năm nên
có thể coi T=8760h.

I

2

2

I tb

T t(h)

0

Hình I.3 : Khái niệm dòng điện trung bình bình phương I2tb.
Khi đó ta có :
8760

ΔA= 3R



I 2t dt = 3R.I 2tbt .8760

(1.14)

0

8760

2
Với I tb 



I 2tdt

0

8760

(1.15)

Ở đây I2tb là dòng điện trung bình bình phương, tính trong khoảng thời gian
khảo sát T (8760 giờ).
Nếu nhân và chia vào công thức tính I2tb (1.15) cho I2max thì: