Nghiên cứu nâng cao chất lượng điện năng và giảm tổn thất trong lưới điện phân phối, ứng dụng vào lưới điện của công ty điện lực Lào (EDL)

1

MỞ ĐẦU
1.

Tính cấp thiết của đề tài
Chất lượng điện năng (CLĐN) ngày càng được quan tâm do
- Cần thiết phải nâng cao hiệu quả sử dụng điện;
- Các thiết bị điện thông minh đòi hỏi CLĐN ngày càng cao;
- CLĐN liên quan đến cả 3 đối tượng: Nhà sản xuất thiết bị, đơn vị điện lực và khách
hàng sử dụng điện.
Trong hệ thống điện (HTĐ) Lào, đặc biệt là lưới phân phối (LPP) điện đang tồn tại
nhiều vấn đề về CLĐN cần được giải quyết trong đó có: chất lượng điện áp, tổn thất công
suất và điện năng trên lưới điện, độ tin cậy (ĐTC) cung cấp điện cho hộ tiêu thụ ...
2. Mục đích nghiên cứu
Nghiên cứu các nội dung liên quan đến CLĐN của LPP trong đó có:
(1) Ảnh hưởng của các nguồn thủy điện vừa và nhỏ;
(2) Tác động của quản lý nhu cầu (DSM);
(3) Độ tin cậy cung cấp điện và
(4) Thiệt hại do mất điện gây nên đối với khách hàng sử dụng điện.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu: Hệ thống điện của Công ty Điện lực Lào (EDL) quản lý, chủ
yếu là LPP của Lào
Phạm vi nghiên cứu: Các vấn đề liên quan đến CLĐN trong chế độ xác lập: các thông
số vận hành đặc trưng, chất lượng điện áp, tổn thất điện năng, độ tin cậy và thiệt hại do mất
điện.
4. Phương pháp nghiên cứu
Kết hợp nghiên cứu lý thuyết với khảo sát điều tra thực tế:
 Về lý thuyết: Xây dựng các mô hình nghiên cứu trên biểu đồ phụ tải kéo dài tuyến
tính hóa (Linear Matching Load Duration Curve – LMLDC) để nghiên cứu các thông số
vận hành đặc trưng cho chế độ mang tải và các vấn đề liên quan đến CLĐN trong LPP.

 Khảo sát, điều tra thực tế: bằng phiếu điều tra và phỏng vấn trực tiếp khách hàng
sử dụng điện ở một số đơn vị điện lực được lựa chọn để xác định suất thiệt hại do mất điện
(đ/ kWh-thiếu) và thiệt hại cho 1 lần mất điện.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận án
 Ý nghĩa khoa học: Với nội dung nêu trên, kết quả nghiên cứu của luận án có một
số ý nghĩa khoa học như sau:
- Đánh giá tiềm năng và vai trò của thủy điện vừa và nhỏ trong việc đảm bảo CLĐN
trên LPPĐ của Lào.
- Nghiên cứu tác động của DSM đến CLĐN; đề xuất phương pháp xây dựng LMLDC
và sử dụng biểu đồ này trong nghiên cứu các thông số vận hành của lưới điện
- Đề xuất phương pháp sử dụng LMLDC kết hợp với dãy phân bố xác suất năng lực
tải của hệ thống cung cấp điện để tính kỳ vọng thiếu hụt điện năng đối với nút phụ tải;
thông số này kết hợp với suất thiệt hại do mất điện (hoặc thiếu) điện cho phép đánh giá mức
tăng cường hợp lý các chỉ số ĐTC cung cấp điện cho hộ tiêu thụ
- Xây dựng mẫu phiếu điều tra từng thành phần khách hàng về thiệt hại do mất điện
- Nghiên cứu đánh giá suất thiệt hại cho 1 kWh mất (hoặc thiếu) điện và thiệt hại cho
1 lần mất điện trong điều kiện của HTĐ cụ thể.


2

 Ý nghĩa thực tiễn:
- Việc đánh giá vai trò của thủy điện vừa và nhỏ đến CLĐN của LPP cho phép quy
hoạch và xây dựng mạng lưới thủy điện vừa và nhỏ hợp lý tại Lào cũng như mở rộng, nâng
công suất một số nhà máy hiện có nhằm cải thiện CLĐN cho các hộ tiêu thụ điện.
- Phương pháp xây dựng và sử dụng LMLDC cho phép tính toán khá đơn giản các
thông số vận hành quan trọng của LPP như: thời gian sử dụng công suất cực đại T max, các
thông số liên quan đến tổn thất như thời gian tổn thất , các hệ số phụ tải LF, hệ số tổn thất
LsF …, tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng đổi với nút phụ tải.
- Xây dựng mẫu phiếu điều tra thiệt hại do mất điện cho các nhóm khách hàng tiêu

thụ điện và phương pháp tính các thành phần chi phí thiệt hại cũng như chi phí tổng hợp
cho 1 kWh mất (hoặc thiếu) điện. Kết quả nghiên cứu thí điểm ở một số đơn vị được lựa
chọn cho phép triển khai nghiên cứu rộng hơn trong phạm vi toàn quốc.
- Dữ liệu về thiệt hại do mất điện cho phép lựa chọn giải pháp tăng cường ĐTC cung
cấp điện hợp lý hơn về mặt kinh tế trong quy hoạch, thiết kế và vận hành LPP.

Chương 1. TỔNG QUAN
Điểm qua các công trình nghiên cứu trong và ngoài nước liên quan đến nội dung của
luận án, trong đó có vấn đề đánh giá chất lượng điện năng trong lưới phân phối, quản lý nhu
cầu điện năng (DSM), các thành phần phụ tải, ảnh hưởng của DSM đến biểu đồ phụ tải và
thông số vận hành của HTĐ, vấn đề độ tin cậy cung cấp điện với chỉ tiêu đặc trưng là kỳ
vọng thiêu hụt điện năng đối với nút phụ tải và thiệt hải do mất điện đối với hộ tiêu thụ
Trong chương này cũng nêu ra những vấn đề còn tồn tại và hướng nghiên cứu của luận
án.

Chương 2. PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ VỀ SỰ PHÁT TRIỂN VÀ CHẤT
LƯỢNG ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN CỦA CÔNG TY ĐIỆN LỰC
LÀO (EDL)
2.1 Giới thiệu khái quát về HTĐ Lào
Tính đến cuối năm 2016 hệ thống điện Lào bao gồm 24 nhà máy điện với tổng công
suất 2.980,23 MW; 444 km đường dây 500kV và 2 trạm biến áp 500kV tổng dung lượng
400MVA; 2.881,5km đường dây 230kV, 14 trạm biến áp 230kV, tổng dung lượng là
2.200MVA; 7.207,77km đường dây 115kV, 56 trạm biến áp 115kV tổng dung lượng là
3.769MVA
Theo quy hoạch phát triển HTĐ quốc gia Lào từ 2010 đến 2020 thì nhu cầu điện năng
vẫn liên tục tăng trưởng với tốc độ (13÷15) % mỗi năm, đến năm 2015 có 80% hộ dân Lào
được sử dụng điện và 90% vào năm 2020.
Nhu cầu điện năng và công suất đỉnh của HTĐ Lào trong giai đoạn 2005 ÷ 2020 giới
thiệu trong bảng 2.1 và hình 2.2
Bảng 2.1: Nhu cầu điện năng và công suất đỉnh tổng của HTĐ Lào giai đoạn 2005 ÷ 2020

Năm

2005

2010

2015

2020

Tỉ lệ tăng trưởng


3
Miền
Miền Bắc
85,6
Miền Trung
561,9
Miền Nam
363,6
Tổng
1.011,1
Công suất đỉnh (MW)
Miền Bắc
21,7
Miền Trung
151,6
Miền Nam
118,0

Tổng
291,3

2005 ÷ 2015

2015 ÷2020
0,72
1,44
1,67
1,34
0,70
1,44
1,65
1,32

246,9
1.413,9
887,3
2.548,1

2.505,2
4.360,0
3.208,6
18.623,8

1.826,6
6.307,5
5.380,2
20.717,6

29,26
7,75
8,82
9,96

65,3
321,8
196,2
583,3

479,5
884,2
589,4
1.953,1

336,0
1.274,9
977,5
2.588,4

22,09
5,83
4,99
6,70

Hình 2.2: Tổng nhu cầu công suất đỉnh của Lào giai đoạn 2010 ÷ 2020
Tăng trưởng tổng sản phẩm quốc nội (GDP), dân số và thu nhập trên đầu người giới
thiệu trong bảng 2.5
Bảng 2.5: Thống kê GDP và dân số của Lào giai đoạn 2005 ÷ 2015
Năm

GDP (Triệu USD)
Dân số (Triệu
người)
Thu nhập trên đầu
người (USD/người)

200
5
3.5
32,00
5,2
56
672

20
10
6.7
94,02
6,2
56
1.0
86

20
11
7.8
91,86
6,3
85
1.2

36

201
2
9.1
78.23
6,5
14
1.4
09

201
3
10.
311,5
6,6
44
1.5
52

20
14
11.
534,4
6,8
09
1.6
94

201

5
12.2
27,2
6,90
8
1.77
0

Hệ số đàn hồi E và cường độ tiêu thụ điện năng I trong giai đoạn 2005 ÷ 2015 giới
thiệu trong các bảng 2.7 và 2.8
Bảng 2.7: Hệ số đàn hồi điện năng E của Lào giai đoạn 2005 ÷ 2015
Năm

20
05

Hệ số đàn hồi ( Elasticity) E

20
10
0,1
9

20
11
5,7
9

20
12

1,2
8

20
13
2,9
9

20
14
1,3
5

20
15
1,6
6

Bảng 2.8: Cường độ tiêu thụ điện năng của Lào giai đoạn 2005 ÷ 2015
Năm
Cường độ ( Intensity)
điện năng I (kWh/USD)

200
5
28,
62

201
0

37,
50

201
1
62,
63

201
2
62,
33

201
3
76,
08

201
4
146
,91

201
5
152
,31

Có thể nhận thấy hệ số đàn hồi điện năng E của Lào còn cao và không ổn định, cường độ
tiêu thụ điện năng tăng liên tục trong giai đoạn 2005 ÷ 2015, chứng tỏ hiệu quả sử dụng

điện năng chưa cao.


4

2.2 Phát triển phụ tải, nguồn và lưới điện của Lào
1) Phụ tải: Nhu cầu điện năng của các thành phần phụ tải giai đoạn 2010 ÷ 2016 giới
thiệu trong bảng 2.9
Bảng 2.9: Nhu cầu điện năng của các thành phần phụ tải trong giai đoạn 2010÷2016
(kWh)

Sinh hoạt

942.783.439

Thương mại - DV
Kinh doanh -Bar
Cơ quan HC
Tưới, tiêu - nông nghiệp
Cơ quan QT

559.702.981
7.963.791
145.749.645
42.515.134
10.322.141

2012
1.160.983.87
0

796.716.638
8.828.124
173.918.474
39.451.631
10.427.767

C. Nghiệp

726.348.285

680.870.098

Hoạt động GD & TT

2.435.385.41
6

3.010.072
2.874.206.67
4

Tổng

Tốc độ tăng
trưởng (%)
2010 ÷2016

Năm

Thànhphần phụ tải

điện

2010

2014
1.424.146.61
4
532.060.747
9.486.531
204.241.041
35.613.634
12.992.443
1.564.405.49
5
8.379.490
3.791.325.99
5

2016
1.735.171.42
7
683.316.824
11.329.138
252.205.976
34.241.745
12.811.390
1.916.375.35
4
14.657.032
4.660.108.88

6

11
5
6
10
(- 3)
4
20
56
11

Khảo sát biểu đồ tăng trưởng và đồ thị phụ tải ngày của 8 thành phần phụ tải theo quy
định của Lào cho thấy tốc độ tăng trưởng không đều và không cân đối, đồ thị phụ tải ngày
có sự khác biệt khá lớn
2) Nguồn điện: Số liệu về phát triển nguồn điện của Lào giai đoạn 2010 ÷ 2020 (bảng
2.10) cho thấy:
- Các nguồn thủy điện chiếm tỷ lệ áp đảo;
- Các nguồn nhiệt điện và thủy điện thuộc sở hữu của IPP lớn gấp nhiều lần sở hữu của
EDL
- Năng lượng tái tạo (mặt trời, gió) còn chiếm tỷ lệ rất nhỏ
Bảng 2.10: Các loại nguồn điện thuộc sở hữu của EDL và IPP (MW)
Đơn
vị

ED
L

IPP

(Ngu
ồn)
Giai
đoạn
2010
-2015
2016
-2020
2010 2020
2010
-2015
2016
-2020
2010 2020

Thủy
điện

Nhiệt
điện

Điện
mặt
trời

Điện
gió

444

Máy
phát Diesel
3,5

197
640
2.255
3.141

1.867

250

5.397

2.717

500

1,5


5
2010
-2015
2016
-2020
2010 2020

Tổn

g

2.699

-

-

3.338

1.867

250

6.037

2.717

500

3,5
1,5

Lưới điện: Số liệu về phát triển lưới điện của Lào giai đoạn 2010 ÷ 2020 được tổng
hợp trong bảng 2.12
Theo quyết định của Bộ Tài chính quốc gia (Số 309/TC, Thông tư số 122/CP ngày 19 /
01 /2011) có 8 nhóm khách hàng sử dụng điện trên lãnh thổ Lào bao gôm:
(1) Sinh hoạt (Residential)
(2) Thương mại – Dịch vụ (Commercials - DV)
(3) Kinh doanh Bar – Giải trí (Entertainments – Bar)

(4) Cơ sở hành chính nhà nước (Goverment officials - HC)
(5) Tưới tiêu nông nghiệp (Irrigations)
(6) Các tổ chức, cơ quan quốc tế (International Organisations - QT)
(7) Công nghiệp (Industries)
(8) Hoạt động Giáo dục và thể thao (Educations and Sports Businness – GD&TT)
Điện năng tiêu thụ của các thành phần phụ tải giai đoạn 2010 ÷ 2016 cũng như tốc độ
tăng trưởng của từng thành phần giới thiệu trong bảng 2.9
Biểu đồ tăng tưởng và đồ thị phụ tải ngày tiêu biểu của từng thành phần phụ tải được
giới thiệu trên các hình 2.6 đến 2.14 của luận án.
Bảng 2.12: Tổng hợp số liệu về phát triển lưới điện của Lào giai đoạn 2010 ÷ 2020 (km)
Năm
Lưới
500kV
230kV
115kV
Trung
áp
Hạ áp

2010

2012

2013

2014

2015

2016

-

167
543

194
707

228
1.711

2.587,
76
16.01
9
12.99
5

4.553
.53
4.553
.53
15.17
2

4.600,
57
4.600,
57

15.97
1

5.804
,57
5.804
,57
16.76
9

268
2.290,
5
6.955.
77
6.955.
77
17.608

444
2.881,
5
7.207,
77
7.207,
77
18.312

2017 ÷
2020

1789
2.974,5
7.888,77
7.888,77
20.143

Lưới 500kV do các IPP quản lý, EDL quản lý lưới điện từ 230kV đến LPP hạ áp
2.3 Hiện trạng vận hành HTĐ Lào
Điều độ vận hành được tổ chức phân cấp (3 cấp). Điều độ quốc gia, Điều độ Miền và
Điều độ địa phương (phân phối).
2.4 Vấn đề CLĐN trên lưới điện của EDL
Tổn thất điện năng trên lưới điện của EDL đang ở mức cao (10 ÷ 12%) so với các nước
trong khu vực, chất lượng điện áp kém nhất là ở các vùng sâu, vùng xa; độ tin cậy cung cấp
điện thấp.


6

2.5 Kết luận của chương 2
1) Nhu cầu điện năng và công suất đỉnh của Lào trong giai đoạn 2005 ÷ 2015 có tốc độ
tăng trưởng rất cao và vẫn giữ tốc độ cao cho giai đoạn 2015 - 2020.
2) Tốc độ tăng trưởng của GDP và nhu cầu điện năng trong thời gian qua cho thấy hệ số
đàn hồi về điện năng tương đối cao và không ổn định trong quá trình phát triển, cường độ
sử dụng điện năng khá cao và vẫn đang ở giai đoạn tiếp tục tăng, chứng tỏ hiệu quả sử dụng
điện chưa cao.
3) 8 thành phần phụ tải theo quy định của Lào có sự tăng trưởng không đều và không cân
đối, biểu đồ phụ tải ngày của các thành phần tiêu thụ điện có sự khác biệt khá lớn.
4) Các đơn vị sản xuất điện đọc lập (IPP) sở hữu công suất nguồn điện lớn gấp nhiều lần
so với công suất nguồn điện do EDL quản lý. Việc phát triển nhanh chiều dài lưới điện đặc
biệt là lưới điện trung áp để phụ vu mục tiêu điện khí hóa toàn quốc kéo theo nhiều hiệu quả

xấu về CLĐN.
5) Mức độ tự động hóa LĐPP của Lào chưa cao, hệ thống giám sát và điều khiển xa chưa
được phổ biến, điều khiển nhu cầu (DSM) và các biện pháp khác nhằm nâng cao chất lượng
điện áp, giảm tổn thất điện năng và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện chưa được thực hiện
đầy đủ.

Chương 3. ĐÁNH GIÁ VAI TRÒ VÀ TÁC ĐỘNG CỦA THỦY ĐIỆN
VỪA VÀ NHỎ ĐẾN CLĐN CỦA LĐPP LÀO
3.1 Đánh giá tiềm năng thủy điện của Lào
Tiềm năng thủy điện của Lào ước tính khoảng 28.600MW, trong đó thủy điện nhỏ (
1MW) khoảng 478MW. Danh mục các công trình thủy điện vừa (có công suất 1 ÷ 50MW)
của Lào dụ kiến xây dựng trong giai đoạn 2010 ÷ 2020 được giới thiệu ở bảng PL 3.3
Bảng 3.1 giới thiệu số lượng công trình thủy điện có công suất từ 1 đến 50MW và tổng
công suất đặt của từng loại chủ sở hữu
Bảng 3.1: Số lượng công trình thủy điện có công suất từ 1 đến 50MW và tổng công suất
đặt của từng loại chủ sở hữu.
Chủ sở hữu
EDL
SPP, IPP
Tổng cộng

Số công trình
14
74
88

Công suất đặt (MW)
314,9
1.120,1
1.435

3.2. Đặc điểm của lưới phân phối khu vực nông thôn và miền núi của Lào
Do mật độ phụ tải thấp, địa bàn cấp điện rất rộng nên đường dẫn điện có chiều dài rất
lớn, sử dụng tiết diện dây bé (đường trục 150 mm 2, đường rẽ nhánh 50 ÷150mm2), tổng
chiều dài đường dây từ trạm nguồn đến điểm phụ tải lên đến 600 ÷ 700km, khoảng cách từ
nguồn đến điểm phụ tải xa nhất của lưới trung áp lên đến 300km.
Đa số máy biến áp phân phối 3 pha có công suất danh định bé ( 30 ÷ 50 kVA/máy) có
rất ít máy biến áp 3 pha có công suất ≥ 100kVA, sử dụng rất nhiều máy biến áp 1 pha có
công suất nhỏ ( 20 ÷ 30kVA/máy).
1) Ngoài các sơ đồ cấp điện 3 pha thông thường, ở một số khu vực còn sử dụng dây
chống sét (Shield Wires) để cấp điện:


7

a) ng dõy trờn khụng cú 1 dõy chng sột (Hỡnh 3.4a), dõy chng sột mang in ỏp
34,5kV cp in cho mỏy h ỏp 1 pha, 3 dõy h ỏp ( 2 pha t 230ACV)
b) ng dõy trờn khụng cú 2 dõy chng sột (Hỡnh 3.4b), 2 dõy chng sột mang in
ỏp 34,5kV cp in cho mỏy h ỏp 3 pha, 4 dõy h ỏp ( 415/240ACV)
a).

CR CS

b).

Đ iện dung dâ
y dẫn giữa hệthống SW và cao áp

C0

34,5/v3 kV

C10

C2R C2S C2T

CT

Hệthống Shield wire

115kV

C 1R C1S C1T

R
S
T

Hệthống cao áp 115kV

34,5kV

Đ iện dung dâ
y dẫn giữa hệthống SW và cao áp

C 20

34,5/v3 kV

Hệthống Shield wire

Cầu chi tự rơi

Cầu chi tự rơi

R
S
T

Hệthống cao áp 115kV

115kV

34,5kV

Cầu chi tự rơi

Cầu chi tự rơi

Cw0

Cw0

MV

230 V

230 V

230 V

230 V

N+E

MV

W1
15

T
0

1

R
Chống sét van

Đ óng cắ
t chuyển đ
ổ
i
đ
ất nhanh chóng

Cầu chi tự rôi

S
T

L

2
m

W2

Máy cắ
tđ
iện

Power factor correction
antiferrore sonance capacitor
(In '3 phase' SWS, also balancing
line capacitance)

Cầu chi tự rôi

S

R

415/240V

N+E

25
W

Máy cắ

tđ
iện

415/240V

R

0

1

Power factor correction
antiferrore sonance capacitor
(In '3 phase' SWS, also balancing
line capacitance)
R

L

2
m

Chống sét van

Đ óng cắ
t chuyển đ
ổ
i
đ
ất nhanh chóng

Bù đ
iện trở - Đ iện cảm

Bù đ
iện trở - Đ iện cảm

Hinh 3.4: H thng Shield Wires c s dng trong vựng cú ng dõy cao ỏp
2) Ngoi ra cũn cú h thng trung ỏp 1 dõy, tr v theo t (Single Wire Earth Return
SWER c gii thiu trờn hinh 3.5). Dõy trung ỏp (12,7kV hoc 25kV tựy theo cụng sut
s dng) cp in cho mỏy bin ỏp h ỏp 1 pha, 3 dõy h ỏp (2 pha t 230V).
Recloser or Fuse Line

Các trạm biến áp trên đờng dây 1 pha 12,7 kV hoặc 25kV

Cầu chi tự rơi

Cầu chi tự rơi

22kV
Cầu chi tự rơi
N+E

230 V

230 V
230 V
N+E

N+E

230 V
N+E

N+E

Tách rời hệthống tiếp địa giữa HV & LV

Hỡnh 3.5: H thng 1 pha SWER 12,7kV hoc 25kV
3.3 Gii thiu phn mm phõn tớch CYMDIST trong phõn tớch ỏnh giỏ CLN
Trong lun ỏn s dng phn mm CYMDIST. õy l phn mm ang c s dng
ph bin cỏc n v in lc ca EDL
Lun ỏn ó gii thiu túm tt:
1) Cỏc tớnh nng ca CYMDIST,
2) Kh nng phõn tớch ca CYMDIST
3) Cỏc chc nng ng dng


8

Hình 3.7: Tổng quan về giao diện
người dùng đồ họa (GUI)

Hình 3.8: Lựa chọn cho các nhánh để
phân tích tổn thất điện năng

Hình 3.9: Lựa chọn cho các nhánh để phân tích độ tin cậy
CYMDIST cung cấp các báo cáo đồ họa và mã mầu của các sơ đồ 1 sợi, chỉ rõ cấp
điện áp, điều kiện điện áp.
3.4 Đánh giá tác động của nhà máy TĐN đến CLĐN của lưới điện phân phối

Đối tượng được khảo sát là lưới điện F2 của tỉnh Hủa Phăn Lào 2016. Lưới điện có
đường trục chính dùng dây ACSR 150 mm 2 từ trạm nguồn 115/22kV đến nút phụ tải xa
nhất là 274km, có 81 nhánh rẽ nối vào đường trục dùng dây ACSR 50 ÷ 150mm 2. Tổng
chiều dài lưới 22kV là 660,150km có 227 nút phụ tải với tổng công suất tiêu thụ là
19.073kVA. Có 2 nhà máy thủy điện nhỏ Nạm Sát (2×136kW) và Nạm Ét (60kW) nối vào
giữa và gần cuối đường dây (hình 3.12)
Sơ đồ điều khiển 2 nhà máy TĐN giới thiệu trên hình 3.13. Việc mô phỏng được thực
hiện cho 3 trưởng hợp:


9

M ¬ng Xo¨n

Tr¹m trung gian 115/22 kV
X¨m N a, CS 20MVA

T§ N N¹m Ðt
CS: 60kW

KHu vùc IV

M ¬ng HiÖm
T§ N N¹m S¸t
CS: 272kW

Hình 3.12:

Vị trí của 2 TĐN Nạm Sát và Nạm Ét kết nối với lưới điện địa phương F2

1) Lưới điện hiện tại, khi các nhà máy TĐN không hoạt động
2) Khi các nhà máy TĐN hoạt động với công suất đặt hiện tại
3) Khi TĐN Nạm Sát được nâng cấp công suất từ 272kW lên 1300kW.
Kết quả mổ phỏng được giới thiệu trong bảng 3.2
22kV l í i ®
Þa ph ¬ng EDL

a)

22kV l í i ®
Þa ph ¬ng EDL

b)
LA

Drop out fuse
LA
MBA 315kVA,
kWh
22/0.4kV

Drop out fuse
MBA 100kVA,
kWh
22/0.4kV

CT 500/5A

CT 150/5A

Fuse 500A,400VAC

Fuse 150A,400VAC

OF
A1
2 way switch A2 16k1
Fuse 2A

ON

OF
Auto Synchronize

A1
2 way switch A2 16k1

N
Fuse 2A

ON

Auto Synchronize

N

OF

Fuse 630A,
400VAC

A2

A1
16k2

ON

Auto Synchronize

N
Fuse 2A

CB1

CB2

G1

CB1

G2

136kW 136kW

G1
To Ballast Load 300kW

60kW

To Ballast Load 50kW

Hình 3.13: Sơ đồ một sợi hệ thống điều khiển của thủy điện Nạm Sát và Nạm Ét
Bảng 3.2:

T
T

Tổng kết của 3 trường hợp được mô phỏng
Điên áp trên
nut

Trường hợp mổ phỏng
(U =
±5%Uđm)

Tổn thất công
suất
(kW/h)

1

TĐN không hoạt đông

239/310

172,87

2

TĐN hoạt đông bằng công suất lắp

207/310

95,47


10
đặt
3

TĐN Nạm Sát được nâng cấp công
suất từ 272kW ÷ 1.300kW

310/310

61,09

Điện áp trên các nút của lưới điện cho 3 trưởng hợp mô phỏng giới thiệu trên hình 3.14

Hình 3.14. Kết quả mô phỏng 3 trưởng hợp tác động của TĐN đến LPP
3.5. Kết luận của chương 3
1). Lào có tiềm năng phong phú về thủy điện phân bố tương đối đều trên toàn lãnh thổ. Nếu
khai thác đúng theo quy hoạch phát triển đã được dự kiến thì từ các năm 2015 ÷ 2016 Lào
đã có thể xuất khẩu điện năng và đến năm 2020 lượng công suất xuất khẩu có thể đạt đến
5.000MW, tương đương với lượng điện năng khoảng 15.000GWh.
2). Tiềm năng thủy điện của dòng chính sông Mê Kông còn lại chưa được đánh giá, nghiên
cứu một cách đầy đủ. Việc xây dựng các công trình thủy điện trên dòng chính của sông Mê
kong sẽ có nhiều tác động đến môi trường, sinh thái cũng như phát triển kinh tế xã hội của
nhiều quốc gia trong khu vực, vì vậy cần phải được nghiên cứu nghiêm túc với sự tham gia
của các nước có liên quan.

3). Do lịch sử và quy mô phát triển, lưới điện phân phối của Lào hiện nay đang tồn tại
nhiều cấp điện áp cũng như nhiều kiểu sơ đồ cấp điện. Trong tương lai cần nghiên cứu rút
bớt số cấp điện áp danh định và tiêu chuẩn hóa sơ đồ cấp điện cho khu vực nông thôn, miền
núi.
4). Lưới phân phối điện của Lào, đặc biệt là lưới điện ở khu vực nông thôn, miền núi có 2
đặc điểm rõ nét: mật độ phụ tải rất thấp và chiều dài đường dây rất lớn dẫn đến chất lượng
điện áp rất kém và tổn thất công suất và điện năng lớn.
5). Trong điều kiện LPPĐ của Lào, các nhà máy TĐN và vừa có thể đóng vai trò rất quan
trọng để cải thiện chất lượng điện áp, giảm tổn thất điện năng và nâng cao độ tin cậy cung
cấp điện.
6). Khi quy hoạch phát triển hệ thống các TĐV và nhỏ cũng cần lưu ý đến các vấn đề liên
quan đến môi trường , sinh thái và tác động đến sản xuất nông nghiệp và sinh hoạt cư dân
vùng ha du cũng như các nguồn thay thế khi các thủy điện này không hoạt động.


11

Chương 4. NGHIÊN CỨU TÁC ĐỘNG QUẢN LÝ NHU CẦU (DSM)
ĐẾN CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG
4.1 Giới thiệu về DSM
Phần này giới thiệu mục tiêu của DSM, các cách tiếp cận trong thực hiện DSM, tác
đông của DSM lên hình dáng biểu đồ phụ tải và và hiệu quả vận hành hệ thống.
4.2 Phân tích tác động của chính sách giá điện đến DSM
Trong các tác động của quản lý nhà nước đến hiệu quả của chương trình DSM như ưu
đãi về vốn, thuế … thì chính sách giá điện có tác động mạnh mẽ và hiệu quả nhất.
3 loại chính sách giá điện có tác động trục tiếp đến hiệu quả của DSM là giá điện theo
thời điểm sử dụng, giá điện 2 thành phần và giá điện bậc thang
P

Cao ®

iÓm
B×
nh th êng
ThÊp ®
iÓm

t
0

t1

t2

t3

t4

t5

t6

24h

Hình 4.2: Biểu đồ phụ tải ngày có phân chia thời gian sử dụng (TOU)
1) Giá điện theo thời điểm sử dụng (TOU – Time of use) : theo hình dáng của biểu đồ
phụ tải, các khoảng thời gian trong ngày được chia thành cao điểm, bình thường và thấp
điểm với các giá điện khác nhau (hình 4.2) Đối với hệ thống điện Lào (EDL), TOU được áp
dụng cho việc mua bán với Thái Lan (bảng 4.3)
Bảng 4.3:
T

T
1

Giá điện mua bán với EGAT theo hợp đồng song phương
Mua – bán từ
EGAT
Mua

2
3
4

Bán

Giờ
Cao
điểm
Thấp
điểm
Cao
điểm
Thấp
điểm

Giá điện/kWh
THB

USC

1.74

5.27

1.34

4.06

1.6

4.85

1.2

3.64

Trường hợp mua nhiều hơn thỏa thuận trong hợp đồng EDL sẽ phải trả giá cao hơn
2).Giá điện 2 thành phần: Ở nhiều nước phát triển giá điện 2 thành phần – theo điện
năng (A) và công suất cực đại Pmax sử dụng trong tháng nhằm giảm tải cho lưới điện.
3). Giá điện bậc thang: Để khuyến khích tiết kiệm, nhiều nước áp dụng biểu giá điện
bậc thang (hình 4.4), điện sử dụng trong tháng càng nhiều giá phải trả cho 1kWh càng cao


12
C1
Cn

C n
C 2

C2

C1

C 1

0

Hình 4.4:

A1

A2

An

A

(kWh)

Giá điện bậc thang theo điện năng sử dụng trong tháng

Từ tháng 7/2016, EDL áp dụng biểu giá điện 6 bậc: : (1):0 – 25kWh (4,2USC/kWh);
(2): 26 – 150kWh (5,1USC/kWh); (3):151–300kWh (9,8USC/kWh); (4):301–400kWh
(10,8USC/kWh); (5): 401 – 500kWh (11,9USC/kWh); (6) : >500kWh (12USC/kWh).
4.3 Nghiên cứu biểu giá bán lẻ điện và các dạng biểu đồ phụ tải điển hình
của HTĐ Lào
Giá điện tại Lào thay đổi hàng năm, thậm chí trong năm 2012 giá điện còn thay đổi
hàng tháng với xu thế tăng dần (bảng 4.1).
Bảng 4.1:

T

T

0
1

0
2

0
3

0
4
0
5

Các
nhóm phụ
tải điện

Giá bán lẻ điện tại Lào trong giai đoạn 2012 ÷ 2017 (kíp/kWh)
2

2012
1

3

÷2

4

013

5

6

7

2
014

2
015

2
016

2
017

0
8/12

Sinh
hoạt
025kWh

69

26
-150kWh

20

>
150kWh

73

Thươn
g mại, dịch
vụ
Kinh
doanh Bar,
giải trí
Cơ
quan hành
chính
Tưới,
tiêu, nông

2

2
77

3

3
30

7

1

1

6
56

6
76

3
99

1

6
96

4
11

1

7
17

4
23

1

7
38

4
36

1

7
60

4
49

1

7
83

4
63

1

7
99

4
76

4
86

1

8

1
.458

8
48

5
06

1
.101

.429

31
4

96

1

1

8

1
.019

.079

.401

15

9

1

1

4
22

99

.058

.374

4

9

1

3
55

14

79

.037

.347

4

9

1

3
48

05

60

.017

.321

3

9

9

3
41

98

41

97

.282

3

9

9

3

34

90

23

68

.245

3

8

9

3
28

82

96

40

.209

3

8

9

3
21

71

70

12

.173

3

8

8

3
12

60

45

86

.139

3

8

8

3
03

50

20

60

.106

3

7

8

2
94

39

96

35

2
85

8
56

5
16

5
20


13
nghiệp
Các tổ
chức, cơ
quan quốc tế

0
6
0

1

Công
nghiệp

7

1

.077

.109
5

6

91

09

Hoạt
động giáo
dục và thể
thao

0
8

1
.143
6
27

6

76

1
.177
6
46

6
96

1
.212
6
65

7
17

1

1

.249
6

7

7

7

.365
7

20

49

8

99

1
.392

7

34

7

83

1

.338
7

06

60

1

.312
7

85

38

1

.286

7
64

8

15

31

1
.420
7
79

8

48

8
65

Trưởng hợp khách hàng mua điện ở cấp 22kV hoặc cao hơn, giá điện sẽ được giảm
Biểu đồ phụ tải cực đại ngày trong năm, biểu đồ phụ tải cực đại tháng và biểu đồ phụ
tải kéo dài năm được giới thiệu lần lượt trên các hình từ 4.5 đến 4.7
MW

1500.00
1000.00
500.00
0.00

MW

1 28 55 82 09 36 63 90 17 44 71 98 25 52
1 1 1 1 2 2 2 2 3 3

1500.00
1000.00
500.00
0.00
1

Ngày trong năm 2015

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12

Tháng trong năm

Hình 4.6: Biểu đồ phụ tải cực đại tháng
của HTĐ Lào trong 2015

Hình 4.5: Biểu đồ phụ tải cực đại ngày
trong năm của HTĐ Lào, năm 2015

Có thể nhận thấy Pmax dao động với biên độ khá lớn và thời gian ngắn (hình 4.5), chênh
lệch giữa Pmax và Pmin trên biểu đồ phụ tải kéo dài (hình 4.7) rất lớn (>3).
Biểu đồ phụ tải kéo dài (Load Duration Curve – LDC) tương ứng với một khoảng thời
gian vận hành T nào đó (thường là 1 ngày, 1 tháng hoặc 1 năm) là một trong những đặc
trưng quan trọng về chế độ mang tải của HTĐ (Hình 4.7 và 4.8)
MW
1,600.00
1,400.00

1,200.00
1,000.00
800.00
600.00
400.00
200.00
0.00
1

9

3

6

2

7

0

4
1

0

4

6
1

3

8

8
1

7

3

0

2 4 6 8 0 2 4 6 8 0 2 4 6 8 0 2 4 6 8 0 2
7 1 5 9 4 8 2 6 0 5 9 3 7 1 6 0 4 8 2 7 1
0 24 7 0 4 7 41 4 8 51 4 8 61 65 8 2 5 8 2 5 89
2
2 3 3 3
4 4
5 5
6 7 7 7 8 8

Giờ trong năm

Hình 4.7:

Biểu đồ phụ tải kéo dài năm năm 2015

14
P
P max

A

Pmax

B

PB
P tb
PC

C

Pmin
D
Pmin

Tmax
TC§
0

TBT

TT§

TB

TC

T

Hình 4.8: Đồ thị phụ tải kéo dài và các thông số đặc trưng
Từ đồ thị hình 4.8 có thể xác định: Điện năng tiêu thụ (AT) trong thời gian khảo sát T;
công suất tiêu thụ trung bình (Ptb) trong thời gian T; thời gian sử dụng công suất cực đại
Tmax.
PB, PC – là công suất tiêu thụ tại ranh giới giữa thời gian cao điểm / giờ bình thường (T B)
và giữa thời gian bình thường/giờ thấp điểm (TC)
 Pmax = Pmax - Ptb
(4.10)
  Pmin = Ptb – Pmin
(4.11)
Trong nhiều nghiên cứu liên quan đến lượng điện năng sử dụng theo thời gian, để
thuận tiện cho việc tính toán, LDC thực tế đã được thay thế bằng LDC tuyến tính hóa
(Linear Matching Load Duration Curve – LMLDC).
Trong luận án đẫ đề xuất phương pháp xây dựng LMLDC 3 đoạn ABCD với hoành độ
các điểm đặc trưng được xác định theo các khoảng thời gian: cao điểm (T CĐ), bình thường
(TBT) và thấp điểm (TTĐ) (Hình 4.9)
Đồ thị LMLDC 3 đoạn (hình 4.9) được xây dựng trên cơ sở các giả thiết sau đây:
 Cho biết điện năng tiêu thụ AT của tổng phụ tải trong thời gian khảo sát T
 Việc tuyến tính hóa được thực hiện trên nguyên tắc không làm thay đổi điện năng
tiêu thụ, nghĩa là luôn đảm bảo AT  const.
 Đồ thị được biểu diễn trong hệ đơn vị tương đối (*) với các đại lượng cơ bản được
chọn như sau:
P*
Pmax

A

1

PB
Ptb
PC

1

B

K(P max
- 1)

1 Pmin )

2

C

Pmin
TC§
0

TBT
TB

3

D

TT§
TC

TD

T*

Hình 4.9: Đồ thị phụ tải kéo dài tuyến tính hóa 3 đoạn (LMLDC)
- Trục hoành: Thời gian t với thời gian cơ bản 1 pu (t) bằng 24h (biểu đồ ngày) hoặc
8760h (biểu đồ năm).


15

- Trục tung: công suất P với công suất cơ bản 1 pu (P) bằng công suất trung bình P tb
của phụ tải.
 LMLDC được xác định theo tọa độ của các điểm đặc trưng (A, B, C, D) hoặc theo
độ dốc α1, α2, α3, của các đoạn thẳng AB, BC, CD.
Đồ thị phụ tải kéo dài tuyến tính hóa cho phép tính toán khá đơn giản các thành phần
năng lượng liên quan đến biểu đồ, thay vì tính tích phân, tổng điện năng tiêu thụ cũng như
điện năng tiêu thụ cho từng khoảng thời gian: cao điểm, bình thường và thấp điểm có thể
được xác định một cách khá nhanh chóng theo các quan hệ hình học đơn giản.
4.4 Sử dụng LMLDC để nghiên cứu tác động cuẩ DSM đến các thông số vận
hành HTĐ
1).Thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax
Tmax  

1
Pmax

(4.19)

2).Tỷ lệ điện năng tiêu thụ theo TOU
1
ACĐ  [Pmax   1  K ( Pmax   1)]TCĐ
2
P  Pmin 
1
ABT   [1  K ( max 
 1)]TBT 
2
2
1
ATĐ  [1  K (1  Pmin  )  Pmin  ]TTĐ
2

(4.20)
(4.21)
(4.22)

3).Thông số ảnh hưởng đến tính toán tổn thất điện năng
- Thời gian tổn thất công suất cực đại:
  0, 3Tmax  0, 7

2
Tmax
8760

(4.26)

- Hệ số phụ tải LF (Load factor) và hệ số tổn thất LsF:
LF 

Tmax
T

LsF 

(4.27)



(4.28)

T

- Tổn thất điện năng AT trong thời gian T:
AT = Pmax . = Pmax .T. LsF
(4.33)
Quan hệ giữa các đại lượng Pmax*, Tmax*,  , LF và LsF được giới thiệu trong bảng 4.6
Bảng 4.6: Trị số của đại lượng Tmax*, *, LF và LsF theo công suất cực đại Pmax* của
biểu đồ phụ tải.
Pmax*
Tmax* =LF
*
theo(3.26)

1,5

1,4

1,4

5

1,3

1,3

5

1,2

1,2

5

1,1
5

0,6
66

0,6
88

0,7
14

0,7
40

0,7
69

0,8

0,8
33

0,8
69

0,5
10

0,5
38

0,5
71

0,6
06

0,6
44

0,6

85

0,7
35

0,7
89


16
LsF
theo(3.32)

0,4
79

0,5
08

0,5
42

0,5
79

0,6
19

0,6
65

0,7
16

0,7
74

4.5 Xác định kỳ vọng thiếu hụt điện năng (Loss of Energy Expectation –
LOEE) đối với nút phụ tải trên LMLDC
LOEE được xác định trên cơ sở so sánh dãy phân bố xác suất khả năng cung ứng của
sơ đồ cấp điện Sk(pk) với nhu cầu tiêu thụ điện theo LMLDC.
Dãy Sk(pk) của hệ thống gồm n phần tử được xây dựng trên cơ sở điểm kê hạn chế các
trạng thái theo biểu thức:
n

�( p

i

 qi )  1

(4.39)
Trong đó: pi, qi – tương ứng là xác suất làm việc và hỏng hóc của phần tử i.
Mỗi số hạng k của (4.39) được khai triển và giữ lại có khả năng cung ứng S k và xác
suất trạng thái pk. Các trạng thái từ 2 phần tử hỏng hóc trở lên được bỏ qua vì xác suất rất
bé.
Lượng thiếu hụt điện năng Ak ở trạng thái k của sơ đồ cấp điện phụ thuộc vào vị trí
của điểm cắt k của đường Sk(pk) với LMLDC (Hình 4.11)
i 1

P
Pmax =PA A

k

1
k

PB
P tb
PC

S k (pk )
B

2
C

Pmin =PD
TC§
0

TBT
Tk

TB

3

D

TT§
TC

TD

T

Hình 4.11: Xác định thiếu hụt công suất và điện năng trên biểu đồ LMLDC
Tổng điện năng thiếu hụt đối với hộ tiêu thụ trong thời gian khảo sát T:
N

A�
 Ak
k 1

(4.50)

Trong đó: N – Số trạng thái có Sk < Pmax
Lưu đồ thuật toán xác định kỳ vọng thiếu hụt điện năng đối với hộ tiêu thụ trên
LMLDC được giới thiệu trên hình 4.12


17

Hình 4.12: Lưu đồ thuật toán xác định LOEE đối với hộ tiêu thụ trên LMLDC
4.5.3 Tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng trên LMLDC:
Sơ đồ cấp điện được giới thiệu trên hình 4.13. Thông số về độ tin cậy của các phần tử
trong sơ đồ cho trong bảng 4.7. LMLDC của phụ tải trong năm cho trên hình 4.13. Sơ đồ
đẳng trị để tính toán độ tin cậy giới thiệu trên (hình 4.14)

MC110

HT§

MC22T MC22D
D1,

T 1, 16MVA
110kV

22kV

I (T1)

MC22D
AC-185

D2,

Hình4.13: Sơ đồ cấp điện

P

HT§

20km
Pmax =30MW

T 2, 25MVA

III (D)

II (T2)

III (D)

AC-185
20km

Hình 4.14: Sơ đồ đẳng trị để tính toán độ tin cậy

Bảng 4.7: Thông số độ tin cậy các phần tử của sơ đồ cấp điện

Ghi chú

Dãy phần bố xác suất khả năng tải Sk(pk) của sơ đồ cấp điện cho trong bảng 4.8


18

Bảng 4.8:
Trạng thái
k
Khả năng
tải
Sk, MW
Xác suất
pk

Dãy phân bố xác suất khả năng tải của sơ đồ hình 4.13

Không
hỏng
(1)

Hỏng I
(2)

Hỏng
III
(3)

Hỏng II
(4)

Mất điện
(2.III)
(5)

41

25

21

16

0

0,9968
4

0,93791x
10-3

1,2767x
10-3

0,93791x
10-3

0,0499x10-3

LOEE đối với hộ tiêu thụ trong 1 năm: A = 87,535MWh
4.6 Kết luận của chương 4
1). Trong 8 thành phần phụ tải điện theo quy định hiện hành của Lào thì trong năm 2016,
3 nhóm hộ tiêu thụ chiếm tỷ lệ lớn nhất là: công nghiệp 47,85%, sinh hoạt 33,67% và
thương mại dịch vụ 12,06%, các nhóm còn lại chỉ chiếm chưa đến 6,5%.
Theo tốc độ tăng trưởng thì trong giai đoạn (2011 ÷ 2014) phụ tải công nghiệp có tốc
độ tăng cao nhất: trung bình hơn 40%/năm, kế đến là phụ tải sinh hoạt: trung bình hơn
11%/năm.
2). Biểu giá bán lẻ điện cho 8 nhóm khách hàng có những nhóm với giá bán giống nhau
(như cơ quan hành chính và hoạt động thể thao) hoặc gần giống nhau (kinh doanh Bar giải
trí và các tổ chức, cơ quan quốc tế) vì vậy có thể nghiên cứu để rút bớt số nhóm khách hàng
xuống còn 5 - 6 để có biểu giá bán lẻ điện đơn giản hơn.
3). Giá điện chỉ nên thay đổi hàng năm (như từ năm 2013 đến nay) không nên thay đổi
quá nhanh theo tháng như năm 2012, có thể tạo nên mất ổn định về giá cả nói chung trong
sản xuất kinh doanh và giá cả trên thị trường.
4). Cần nghiên cứu áp dụng biểu giá bán lẻ điện theo thời điểm sử dụng (TOU) và giá điện
2 thành phần điện năng và công suất để nâng cao hiệu quả của DSM. Việc này liên quan
đến quá trình điện tử hóa các thiết bị đo đếm và xây dựng hạ tầng đo đếm tiên tiến

(Advance Measuring Infrastructure -AMI) trong hệ thống điện.
5). Việc xây dựng và sử dụng đồ thị phụ tải kéo dài tuyến tính hóa để nghiên cứu các
thông số vận hành của HTĐ cho phép xác định các thành phần năng lượng liên quan đến
biểu đồ phụ tải như điện năng tiêu thụ cho từng khoảng thời gian: cao điểm, bình thường và
thấp điểm cũng như tổng điện năng tiêu thụ trong thời gian khảo sát một cách đơn giản và
nhanh chóng hơn.
6). DSM làm thay đổi hình dáng của biểu đồ phụ tải, giảm tỷ số Pmax/Pmin, làm thay đổi
nhiều thông số vận hành quan trọng của HTĐ như thời gian sử dụng công suất cực đại T max,
thời gian tổn thất cực đại , hệ số phụ tải LF và hệ số tổn thất LsF. Do đó DSM sẽ tác động
trực tiếp đến các chỉ tiêu về chất lượng điện năng như tổn thất điện áp, tổn thất công suất và
điện năng, độ tin cậy cung cấp điện…
Để thực hiện thành công các chương trình DSM cần có sự tham gia của cả 3 đối tác
chính: các cơ quan quản lý nhà nước, các đơn vị điện lực và đông đảo khách hàng sử dụng
điện; cả 3 đối tác này đều được hưởng lợi khi các chương trình DSM thành công.


19

Tập hợp các giải pháp để thực hiện DSM rất đa dạng và rộng lớn: từ chính sách, cơ
chế, trong đó quan trọng nhất là chính sách giá điện, đến rất nhiều các giải pháp kỹ thuật để
chuyển dịch, đóng cắt phụ tải vào thời gian thích hợp và cuối cùng là tuyên truyền, vận
động khuyến khích đông đảo khách hàng sử dụng điện tham gia.
7). Thiếu hụt điện năng đối với hộ tiêu thụ, một thông số quan trọng để đánh giá khía cạnh
kinh tế của bài toán độ tin cậy cung cấp điện. Lượng thiếu hụt điện năng có thể được xác
định bằng cách khảo sát kết hợp biểu đồ phụ tải kéo dài tuyến tính hóa với dãy phân bố xác
suất khả năng tải của sơ đồ cấp điện.

Chương 5: PHÂN TÍCH CÁC THÀNH PHẦN PHỤ TẢI VÀ ĐÁNH GIÁ
THIỆT HẠI DO MẤT ĐIỆN
5.1 Đặt vấn đề

Tiêu chí chung để lựa chọn giải pháp tăng cường ĐTC là tối thiểu hóa hàm mục tiêu
chi phí qui dẫn Z của hệ thống cung cáp điện cho một giai đoạn khảo sát T nào đó theo chỉ
số ĐTC được lựa chọn:
Z = Z1 + Z2 min
(5.1)
Trong đó: Z1 - chi phí đầu tư để tăng cường độ tin cậy; Z2 – chi phí liên quan đến
thiệt hại do mất điện vì hệ thống thiếu tin cậy gây nên.
Z1 (đầu tư để tăng công suất dự phòng, tăng năng lực tải, xây thêm đường dây, máy
biến áp …) có thể xác định khá chính xác.
Z2 (liên quan đến thiệt hại do mất điện) rất khó xác định, phụ thuộc nhiều yếu tố, trong
đó hai thông số quan trọng nhất là: Kỳ vọng thiếu hụt điện năng (A) và suất thiệt hại do
mất điện (Interruption Energy Rate – IER).
Z2 = IER . A
(5.1a)
IER đối với từng loại hộ tiêu thụ là mục tiêu nghiên cứu của chương này
Quan hệ (5 – 1) được biểu diễn trên hình 5.1
Z
Z
Z min

Z1

Z2
0

§ TC tèi u

ChØsè § TC

Hình 5.1: Quan hệ giữa chi phí quy dẫn với chỉ số ĐTC

(Chi phí quy dẫn Zmin tương ứng với chỉ số ĐTC tối ưu)
Chi phí quy dãn Zmin tương ứng với chỉ số ĐTC tối ưu mà cả đơn vị cấp điện lẫn khách
hàng có thể chấp nhận được.
5.2 Nghiên cứu phương pháp khảo sát, điều tra và đánh giá thiệt hại do mất
điện
Việc khảo sát, điều tra được thực hiện bằng cách phỏng vấn trực tiếp khách hàng được
lựa chọn theo nội dung đã được chuẩn bị sẵn trong phiếu điều tra cho từng loại khách hàng.


20

Các bước thực hiện quá trình khảo sát và đánh giá thiệt hại do mất điện giới thiệu trên
hình 5.2.

Hình 5.2: Lưu đồ thuật toán dùng cho khảo sát
Khách hàng được phân loại theo các thành phần phụ tải (nhóm khách hàng) trong biểu
giá bán lẻ điện do nhà nước quy định
Số lượng mẫu khảo sát đối với từng nhóm khách hàng được xác định theo số lượng
khách hàng của nhóm và điện năng tiêu thụ của nhóm đó. Chẳng hạn, số lượng mẫu ni,j,k cho
các nhóm khách hàng thuộc khu vực (vùng) i, biểu giá bán lẻ j và số hiệu k của khách hàng
trong bảng phân loại khách hàng chuẩn được xác định theo biểu thức:
nijk  pijk

N
N
 qijk
2
2

(5.2)

Trong đó: N – Tổng số lượng mẫu; pijk – Số lượng khách hàng (hộ tiêu thụ) trong nhóm
i, j, k;
qijk – Tổng điện năng tiêu thụ trong nhóm i, j, k.
Việc lựa chọn khách hàng để khảo sát là bước rất quan trọng để đạt được dữ liệu có
chất lượng.
Ngoài ra nội dung của phiếu khảo sát, cách đặt các câu hỏi thăm dò cũng có ý nghĩa
quyết định đến chất lượng số liệu thu thập được
5.3 Phân loại nhóm đối tượng nghiên cứu và nội dung phiếu khảo sát thiệt
hại do gián đoạn cung cấp điện
Tùy loại khách hàng mà đặc tính của thiệt hại do mất điện theo thời gian sẽ khác nhau
(hình 5.3)
Ảnh hưởng của thiệt hại do mất điện có thể là trực tiếp hoặc gián tiếp. Loại ảnh hưởng
gián tiếp đối khi rất khó xác định ( ảnh hưởng đến tiện nghỉ, nghỉ ngơi, giải trí, gây thương
tích hoặc lo sợ, gây khó khăn cho giao thông đô thị ...)
Những ảnh hưởng của thiệt hại cần được phản ảnh trong nội dung của phiếu khảo sát.
Phiếu khảo sát thường được chia làm 3 phần: (1) thông tin chung: giới thiệu tên và mục tiêu
của dự án khảo sát, tính bảo mật của thông tin, dữ liệu thu thập được, lời mời khách hàng
tham gia phỏng vấn; (2) các câu hỏi liên quan đến thông tin liên quan đến giá tiền của thiệt


21

hại; đây là phần khó khăn và quan trọng nhất, có thể gây vướng mắc đối khách hàng; (3)
nhận xét, đánh giá của khách hàng về chất lượng dịch vụ của các đơn vị điện lực.

Hình 5.3: Các loại đặc tính của thiệt hại do mất điện theo thời gian
Các phiếu khảo sát phải được thiết kế theo đặc thù và tính chất của từng nhóm phụ tải.
Ba mẫu phiếu khảo sát cho khách hàng công nghiệp, thương mại dịch vụ và tiêu dùng
sinh hoạt được giới thiệu ở phần phụ lục (PL 5.1 ÷ 5.3) của luận án
5.4 Phương pháp tính toán thiệt hại theo số liệu điều tra

Sơ đồ tính toán các chi phí thiệt hại do gián đoạn cung cấp điện giới thiệu trên hình 5.4
5.4.1 Một số khái niệm được sử dụng trong đánh giá thiệt hại





Chi phí trực tiếp:
Chi phí gián tiếp:
Chi phí tiền tệ:
Chi phí phi tiền tệ:

5.4.2 Các chỉ số đánh giá thiệt hại
1) Chi phí thiệt hại của nhóm khách hàng (Sector Customer Damage Funtion – SCDF).
M

SCDF j (t ) 

j

�DC
i 1
M

j ,i

(t )

j

�P

đinh j ,i

(

VNĐx1.000
)
kWđinh

(5.3)
Trong đó: - SCDFj(t): Chi phí thiệt hại từng nhóm khách hàng j cho thời gian khảo sát t;
DCji(t): Chi phí mất điện của từng khách hàng i trong nhóm j cho thời gian t;
t: Thời gian mất điện;
Pđỉnh: Công suất đỉnh;
i 1


22

Mj: Số khách hàng trong nhóm ngành j

Hình 5.4: Sơ đồ tính toán các chi phí thiệt hại do gián đoạn cung cấp điện
2) Thiệt hại tổng hợp của khách hàng (Composite Customer Damage Funtion – CCDF)
c SCDFj (t ) �
VNĐ �1.000 �
CCDF (t )  � j
�
�
� kW

�
LFj
j 1
� trungbinh �
Nj

(5.4)

Trong đó: - CCDF(t): Chi phí thiệt hại tổng hợp của nhóm ngành;
SCDFj(t): Chi phí thiệt hại của từng thành phần khách hàng j;
cj: Tỷ lệ % điện năng tiêu thụ của thành phần khách hàng j trong nhóm ngành;
t: Thời gian mất điện;
LFj: Hệ số phụ tải của khách hàng j
Nj: Số lượng khách hàng thành phần j
1) Suất thiệt hại do mất điện (Interruption Energy Rate- IER)
N

IER 

� CCDF (t ) �P  �VNĐ �1.000 �
k

k 1

N

� Pk �tk 

k

�
�

kWh

�
�

k 1

(5.5)

Trong đó: Pk : Phụ tải không được cấp điện tại lần mất điện k;
tk: Thời gian mất điện tại lần mất điện k;
N: Tổng số lần (sự kiện) mất điện
5.4.3 Phương pháp sàng lọc dữ liệu
Phương pháp sàng lọc dữ liệu (Data screening – boxplot) nhằm giúp loại bỏ những
mẫu không đáng tin cậy và cho kết quả thống kê chính xác hơn. Giả sử chuỗi số liệu thu
thập được có n giá trị được sắp xếp theo thứ tự tăng dần. Chuỗi số liệu có thể được phân
thành 3 nhóm: ¼ số liệu nhóm dưới, ½ số liệu nhóm giữa và ¼ số liệu nhóm trên.
Giá trị của số liệu nằm ở ranh giới nhóm dưới và nhóm giữa là Q1 giá trị của số liệu
nằm ở ranh giới nhóm giữa và nhóm trên là Q3.
Vị trí của số liệu ở giữa chuỗi Q2 có giá trị là n/2. Trường hợp n lẻ, lấy (n+1).
Chênh lệch giá trị của số liệu thuộc nhóm giữa là IQR
IQR = Q3 –Q1
(5.6)
Giới hạn dưới của giá trị có thể chấp nhận được:
fL = Q1 – 1,5xIQR
(5.7)

23

Giới hạn trên của giá trị có thể chấp nhận được:
fU = Q3 +1,5xIQR
1
4d

Gi÷a (trung b×
nh)

íi

Q1

Gi¸ trÞ

Q2

Minimum

1
4 trªn

Q3

Gi¸ trÞ

Maximum

IQR

1.5 IQR

Gií i h¹n d í i (fl)

(5.8)

1.5 IQR

Gií i h¹n trªn (fu)

Ph¹m vi d÷liÖu
chÊp nhËn ®î c

Hình 5.7: Phương pháp sàng lọc dữ liệu
Toàn bộ những mẫu nằm ngoài khoảng [f L; fU] = [Giới hạn dưới; Giới hạn trên] đều
không tin cậy.
5.5 Ví dụ áp dụng: Nghiên cứu thí điểm
5.5.1 Đối tượng nghiên cứu
2 công ty điện lực được lựa chọn là Đồng Tháp và Bà Rịa Vũng Tàu với các số liệu
được giới thiệu trong các bảng 5.12 – 5.14:
Bảng 5.12: Thống kê số lượng mẫu phiếu khảo sát
Dạng khách hàng

Số lượng
mẫu

I

Điện lực Đồng Tháp

243

1

Ánh sáng sinh hoạt

104

2

Công nghiệp

97

3

Thương mại, dịch vụ

42

II

Điện lực Bà Rịa Vũng Tàu

153

1

Ánh sáng sinh hoạt

52

2

Công nghiệp

65

3

Thương mại, dịch vụ

36

Tổng

396

Bảng 5.13: 5 thành phần phụ tải của Điện lực Đồng Tháp năm 2015


24

S

Thành phần phụ tải

TT

1

Nông, lâm nghiệp, thuỷ sản

2

Công nghiệp, Xây dựng

3

Thương nghiệp, khách sạn, nhà
hàng

4

Quản lý, tiêu dùng

5

Hoạt động khác
Tổng cộng

Số
KH

Tỷ
trọng
(%)

Thương

phẩm (kWh)

Tỷ
trọng
(%)

16.
702

3.0

8,34

0

153.268.
951

8.3
09

2.0
0

980.049.
474

53,3
4

1.0

1,91

0

35.062.0
81

462
.547

93.
00

612.017.
484

33,3
1

6.6
44

1,0

3,10

0

56.996.3
91

499
.616

10
0,00

1.837.39
4.381

100,
00

5.4
14

Bảng 5.14: 5 thành phần phụ tải của Điện Bà Rịa Vũng Tàu năm 2015
S

Thành phần phụ
tải

1

Nông nghiệp, lâm
nghiệp, thuỷ sản

15.468

8,34

153.268.951

4,75

2

Công nghiệp, Xây
dựng

4.702

53,34

980.049.474

1,44

3

Thương nghiệp,
khách sạn, nhà hàng

7.115

1,91

35.062.081

2,19

TT

Số
khách
hàng

Tỷ
trọng (%)

Thương
phẩm (kWh)

Tỷ
trọng
(%)

4

Quản lý, tiêu dùng

292.98
5

33,31

612.017.484

90,03

5

Hoạt động khác

5.174

3,10

56.996.391

1,59

Tổng cộng

325.44
4

100

1.837.394.38
1

100

Dữ liệu sau khi sàng lọc giới thiệu trong bảng 5.15
Bảng 5.15: Dữ liệu sau khi sàng lọc

25

TT

Số lượng

Dạng khách hàng

mẫu

I

Điện lực Đồng Tháp

84

1

Ánh sáng sinh hoạt

30

2

Công nghiệp

37

3

Thương mại, dịch vụ

17

II

Điện lực Bà Rịa Vũng

59

Tàu
1

Ánh sáng sinh hoạt

5

2

Công nghiệp

30

3

Thương mại, dịch vụ

24

Tổng

143

5.5.2 Kết quả tính toán các chỉ số thiệt hại do mất điện
Các chi phí SCDF, CCDF và IER cho 2 công ty điện lực Đồng Tháp và Bà Rịa – Vũng
Tầu được giới thiệu trong các bảng 5.16 - 5.20:
Bảng 5.16: Chi phí SCDF của Điện lực Đồng Tháp (103VNĐ/kWp)
Dạng khách hàng

5 phút

30 phút

1 giờ

2 giờ

8 giờ

Ánh sáng sinh hoạt

21

203

426

839

2.111

Công nghiệp, xây dựng

3

25

49

261

554

Thương mại, dịch vụ

84

546

1.289

4.728

15.907

Bảng 5.17: Chi phí SCDF của Điện lực Bà Rịa – Vũng Tàu (103VNĐ/kWp)
Dạng khách hàng

Ánh sáng sinh hoạt

5
phút

30
phút

168
1

2
giờ

8
giờ

50

1.53
7

3.07
3

5.
587

27

70

162

36

3
Công nghiệp, xây

1
giờ