Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế trên lưới điện phân phối điện lực lạc dương, tỉnh lâm đồng

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHẠM HỒNG QUẢNG

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ
TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC
LẠC DƯƠNG, TỈNH LÂM ĐỒNG

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số:

60.52.02.02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 1: TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 2: PGS.TS. VÕ NGỌC ĐIỀU

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ
thuật họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 03 tháng 03

năm 2018

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học Bách khoa
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN


1

MỞ ĐẦU
1. Lý do lựa chọn đề tài:
Khi truyền tải điện năng từ thanh cái các nhà máy điện đến các hộ dùng
điện, phải qua các đường dây truyền tải, phân phối và các trạm biến áp. Một phần
điện năng bị tiêu hao do đốt nóng dây dẫn, tạo ra các trường điện từ và các hiệu
ứng khác, phần tiêu hao đó gọi là tổn thất điện năng. Giảm tổn thất điện năng làm
giảm nhiên liệu tiêu hao trong quá trình sản xuất điện, giảm chi phí xây dựng
nguồn, lưới góp phần làm giảm giá thành bán điện cho phụ tải[2].
Trong bối cảnh hiện nay, nguồn năng lượng không tái tạo ngày càng cạn
kiệt, vấn đề thiếu điện vào mùa khô, tăng giá điện đang được xã hội quan tâm một
cách sâu sắc. Để giải quyết vấn đề này, đáp ứng đủ nguồn điện cho sự phát triển
kinh tế - xã hội đòi hỏi ngành Điện phải có các giải pháp thiết thực đầu tư nguồn,
lưới để cung cấp cho phụ tải. Bên cạnh đó, ngành Điện đang tích cực thực hiện
thực hiện nhiều biện pháp để giảm TTCS và TTĐN, nâng cao chất lượng điện
năng, độ tin cậy cung cấp điện phục vụ khách hàng.
Việc nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất công suất, tổn thất điện năng;
nâng cao chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện nhằm nâng cao hiệu
quả kinh tế là những vấn đề đang được ngành Điện nói chung và Công ty Điện lực
Lâm Đồng nói riêng quan tâm, đầu tư. Giảm tổn thất điện năng nhằm nâng cao
hiệu quả kinh tế được Công ty Điện lực Lâm Đồng quan tâm hàng đầu.
Trong những năm gần đây, trên địa bàn huyện Lạc Dương nhiều khu nông

nghiệp công nghệ cao phát triển, các khu dân cư mới được hình thành…, tốc độ
phát triển phụ tải trong các năm qua trên toàn Điện lực tăng trưởng đạt trên 10%.
Cùng với mức tăng trưởng phụ tải, chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện
cho phụ tải ngày càng được cải thiện do được đầu tư từ các nguồn vốn xây dựng
cơ bản, sửa chữa lớn, sửa chữa thường xuyên, chống quá tải, phục vụ tưới tiêu….
Tuy nhiên, nguồn vốn được phân bổ có hạn nên chưa đáp ứng được tốc độ phát
triển của phụ tải. Trong năm năm gần đây, tỷ lệ tổn thất điện năng Công ty Điện
lực Lâm Đồng giao cho đơn vị giảm trung bình mỗi năm là 0.5%, năm 2017 được
giao giảm so với năm 2016 là 0.66% và sẽ tiếp tục giảm trong những năm tiếp
theo để hoàn thành lộ trình giảm tổn thất của EVNSPC.
Phát tuyến 471 trạm 110kV Đà lạt 2 có bán kính cấp điện dài khoảng 40km,
sử dụng dây dẫn (2 x AC70mm2) cấp điện cho các xã Đạ Sar, Đạ Nhim, Đạ Chais
huyện Lạc Dương. Nhà máy thủy Điện Đạ Khai có công suất 8,1MW đấu nối vào
tuyến đường dây này tại vị vị trí trụ số 471/332, hàng tháng truyền tải ra trạm
110kV Đà Lạt 2 từ 3-3,5 triệu kWh, đã gây ra lượng TTĐN không nhỏ. Khi nhà
máy này phát Pmax = 8,1MW đã nhận từ lưới trạm 110kV Đà Lạt 2 một lượng Qmax
≈2,4MVAr; trung bình một MW phát ra, nhà máy tiêu thụ 1/3 MVAr, đây cũng là
nỗi trăn trở của đơn vị trong nhiều năm qua.


2

Xuất phát từ các lý do nêu trên, tôi chọn đề tài “Đề xuất các giải pháp
giảm pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện phân phối Điện lực Lạc
Dương, tỉnh Lâm Đồng” để thực hiện.
2. Đối tượng và phạm vi, mục đích nghiên cứu:
2.1. Đối tượng nghiên cứu:
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài là LĐPP Điện lực Lạc Dương đang quản
lý vận hành, phân tích lưới điện hiện hữu, đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện
năng, nâng cao hiệu quả kinh tế.

2.2. Phạm vi nghiên cứu:
- Phân tích đặc điểm lưới điện hiện trạng của LĐPP Điện lực Lạc Dương,
thu thập cơ sở dữ liệu về nguồn và phụ tải trong phạm vi nghiên cứu.
- Nghiên cứu về mặt lý thuyết và thực tiễn các vấn đề liên quan đến giảm
TTĐN trong hệ thống điện phân phối
2.3. Mục đích nghiên cứu:
- Nghiên cứu các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả kinh tế trên lưới điện, các
giải pháp giảm tổn thất điện năng, đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế
trên lưới điện phân phối do Điện lực Lạc Dương quản lý.
3. Phương pháp nghiên cứu:
Sử dụng các phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm.
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, giáo trình,
sách báo,… về các vấn đề tính toán, xác định tổn thất điện năng, tổn thất công suất
và các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế trên lưới điện phân phối.
- Phương pháp thực nghiệm: Sử dụng các phần mềm đang ứng dụng tại đơn
vị để thu thập thông số kỹ thuật, thông số vận hành; từ các kết quả thu thập được,
phân tích nguyên nhân, đề xuất giải pháp.
- Đánh giá lại hiệu quả sau khi thực hiện các giải pháp giảm tổn thất điện
năng.
4. Bố cục của luận văn:
Chương 1: Tổng quan về lưới điện phân phối, tổn thất công suất và tổn thất
điện năng.
Chương 2. Giới thiệu và đánh giá hiện trạng công tác SXKD của Điện lực
Lạc Dương.
Chương 3: Nghiên cứu, phân tích các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu quả kinh tế
lưới điện.
Chương 4: Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế, phân tích kinh
tế tài chính.

3

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI,
TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
1.1. Vai trò của lưới điện phân phối.
Hệ thống điện bao gồm các nhà máy điện, trạm biến áp, các đường dây
truyền tải và phân phối được nối với nhau thành một hệ thống thống nhất làm
nhiệm vụ sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng [1].
Để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng của phụ tải, rất nhiều các nhà máy điện
có công suất lớn được đầu tư xây dựng. Vì lý do kinh tế và môi trường, các nhà
máy thường được xây dựng ở những nơi gần nguồn nguyên liệu hoặc việc
chuyên chở nhiên liệu thuận lợi, ít tốn kém. Trong khi đó các trung tâm phụ tải
lại ở xa, do vậy phải dùng lưới truyền tải để truyền tải điện năng đến các hộ tiêu
thụ. Đồng thời, vì lý do kinh tế cũng như an toàn, người ta không thể cung cấp
trực tiếp cho các hộ tiêu thụ bằng lưới truyền tải có điện áp cao mà phải dùng
LĐPP có cấp điện áp thấp hơn để cấp điện cho một khu vực.
1.2. Yêu cầu, đặc điểm của lưới điện phân phối.
1.2.1. Yêu cầu của lưới điện phân phối.
Yêu cầu chính của lưới phân phối là đảm bảo cấp điện liên tục cho hộ tiêu thụ,
đảm bảo chất lượng điện năng nằm trong phạm vi cho phép, tổn thất điện năng thấp
nhất, vận hành dễ dàng, chi phí xây dựng kinh tế, an toàn cho con người và thiết bị…
1.2.2. Đặc điểm của lưới điện phân phối.
Lưới điện phân phối phân bố trên diện rộng, thường vận hành không đối
xứng và có tổn thất lớn. Vấn đề tổn thất trên lưới phân phối liên quan chặt chẽ đến
các vấn đề kỹ thuật của lưới điện từ giai đoạn thiết kế đến vận hành. Trên cơ sở
các số liệu về tổn thất có thể đánh giá sơ bộ chất lượng vận hành của lưới điện
phân phối.
1.2.2.1. Hệ thống phân phối hình tia:
1.2.2.2. Sơ đồ mạch vòng.
Mạch vòng kín để đảm bảo liên lạc thường xuyên và chắc chắn giữa các nhà

máy điện với nhau và với phụ tải. Lưới điện có nhiều mạch vòng kín để khi ngắt
điện bảo vệ đường dây hoặc sự cố 1 đến 2 đường dây vẫn đảm bảo liên lạc hệ
thống[1].
Các xuất tuyến được cấp điện trực tiếp từ các trạm khác nhau và trên mỗi
tuyến đều có 2 máy cắt đặt ở hai đầu. Các trạm biến áp phân phối được đấu liên
thông, mỗi máy biến áp đều có 2 dao cách ly đặt ở hai phía. Đối với các hộ tiêu
thụ đòi hỏi độ tin cậy cung cấp điện cao thì sơ đồ lưới phân phối thường được áp
dụng kiểu sơ đồ dạng này.
1.3. Ý nghĩa của vấn đề TTCS và TTĐN .


4

Khi có dòng điện chạy qua dây dẫn và máy biến áp, vì chúng có điện trở và
điện kháng nên bao giờ cũng có một tổn thất nhất định về công suất tác dụng ∆P và
công suất phản kháng ∆Q. Tổn thất phản kháng ∆Q tuy không ảnh hưởng trực tiếp
đến phí tổn về nhiên liệu, nhưng gây ra tình trạng không đủ công suất phản kháng để
cung cấp cho các hộ dùng điện. Như vậy lại phải trang bị thêm một số các thiết bị
khác để phát công suất phản kháng như tụ điện, máy bù đồng bộ. Kết quả là chi phí
đầu tư về thiết bị tăng cao, làm giá thành tải điện cũng tăng cao lên [2].
Khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến các hộ dùng điện, ta
phải dùng dây dẫn và máy biến áp, nên một phần điện năng bị tiêu hao do đốt
nóng dây dẫn, do tạo ra các trường điện từ và các hiệu ứng khác. Phần tiêu hao đó
gọi là tổn thất điện năng. Lượng điện năng tiêu hao đó biến thành nhiệt làm nóng
dây dẫn và máy biến áp, cuối cùng tỏa ra không khí, không mang lại một hiệu quả
nào. Nhưng lượng điện năng tổn thất đó cũng phải do nhà máy điện cung cấp nên
vốn đầu tư nguồn phát cao. Ngoài ra, tổn thất càng lớn thì phải thêm chi phí nhiên
liệu, than, dầu, nước…, do đó giá thành sản xuất điện cao, dẫn đến giá bán điện
cao gây bất lợi cho việc phát triển kinh tế và phục vụ dân sinh.
Việc nghiên cứu tổn thất công suất và tổn thất điện năng rất quan trọng, vì

có nắm vững cơ sở lý luận mới có thể tính đúng được tổn thất công suất và tổn thất
điện năng, định được giá thành trong lúc thiết kế và tìm ra được giải pháp nâng
cao hiệu quả kinh tế. Vấn đề này luôn luôn mang tính thời sự và cấp bách đối với
người thiết kế cũng như ngưới quản lý vận hành lưới điện [2].
1.4. Tổn thất công suất trên lưới điện phân phối.
1.4.1. Tổn thất công suất trên đường dây:
1.4.2. Tổn thất công suất trong MBA:
1.5. Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối.
Lưới điện phân phối phân bố trên diện rộng, thường vận hành không đối xứng,
có lượng tổn thất cao hơn lưới truyền tải nên gây ra tổn thất lớn về kinh tế và ảnh
hưởng đến chất lượng điện năng. Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối là lượng
điện năng tiêu hao trong quá trình phân phối điện khi nhận điện từ các trạm biến áp
110kV đến các khách hàng sử dụng điện. Tổn thất điện năng phụ thuộc vào lượng điện
năng truyền tải, khả năng mang tải của lưới điện và vai trò của công tác quản lý. Tổn
thất điện năng còn được gọi là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện.
1.5.1. Tổn thất điện năng trên đường dây:
1.5.2. Tổn thất điện năng trong máy biến áp:
1.6. Một số nguyên nhân gây tổn thất điện năng.
1.6.1. Tổn thất kỹ thuật:
Là tổn thất sinh ra do tính chất vật lý của quá trình tải điện, tổ thất này phụ
thuộc vào tính chất của dây dẫn và vật liệu cách điện, điều kiện môi trường, dòng
điện và điện áp…


5

Quá tải dây dẫn: Làm tăng nhiệt độ, tăng trở kháng của dây dẫn
Vận hành không cân bằng: Làm tăng tổn thất trên dây trung tính, trên dây
pha, làm tăng tổn thất trong máy biến áp; Có thể gây quá tải trên dây pha có dòng
điện lớn, gây tổn thất trên pha này.

Tổn thất dòng rò: Cách điện của các thiết bị không đảm bảo, không được
kiểm tra bảo dưỡng định kỳ dẫn đến phóng điện qua cách điện của thiết bị gây ra
tổn thất điện năng.
Máy biến áp quá tải: Dòng điện tăng cao làm phát nóng cuộn dây gây nên
tổn thất đồng và gây sụt áp làm tăng tổn thất trên lưới điện hạ áp.
Lắp đặt dung lượng bù không hợp lý, vận hành cosφ thấp dẫn đến làm tăng
dòng điện truyền tải công suất phản kháng.
Các thành phần sóng hài bậc cao, dòng thứ tự nghịch, thứ tự không gây phát
nóng thiết vị làm tăng tổn thất điện năng.
Nối đất: Nối đất làm việc và nối đất lặp lại không đảm bảo gây tổn thất do
không hạn chế được dòng điện trên dây trung tính.
Tiếp xúc xấu: Các mối nối không đảm bảo gây phát nhiệt gây tổn thất điện
năng, các mối nối không được bọc hóa tao điều kiện cho khách hàng sử dụng điện
bất hợp pháp.
Tính toán phương thức vận hành chưa hợp lý, buộc phải vận hành phương
thức bất lợi do sự cố lưới điện…
Sụt áp: Bán kính cấp điện dài, tiết diện dây dẫn nhỏ, nấc phân áp máy biến áp
chưa phù hợp dẫn đến tăng dòng điện tải trên dây dẫn làm tăng tổn thất điện năng.
Sứ cách điện, các thiết bị đo đếm, bảo vệ… không được bảo dưỡng dẫn đến
phóng điện qua cách điện gây tổn thất điện năng.
Hành lang lưới điện bị vi phạm, cây cối va quẹt vào đường dây gây ra dòng
rò hoặc sự cố gây ra tổn điện năng
Máy biến áp non tải: Máy biến áp vận hành non tải gây lãng phí công suất
đặt, gây tổn hao không tải lớn hơn nhu cầu điện năng sử dụng.
1.6.2. Tổn thất phi kỹ thuật:
Tổn thất thương mại bao gồm các dạng tổn thất như sau: Hệ thống đo đếm
không hoàn chỉnh; sai sót do khâu quản lý, nghiệp vụ kinh doanh; khách hàng sử
dụng điện không đúng hợp đồng, mục đích sử dụng điện… Nếu tổn thất điện năng
trên 15% cần nghĩ ngay đến thành phần TTĐN kinh doanh, khi đó cần tiến hành
tính toán thành phần tổn thất kỹ thuật để đánh giá mức độ của tổn thất kinh doanh.

1.7. Các phương pháp xác định tổn thất điện năng
1.7.1. Phương pháp xác định TTĐN theo đồ thị phụ tải:
Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất:
a. Phương pháp τ:
b. Phương pháp p và q:


6

Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất
Phương pháp đường cong tổn thất [11]
Phương pháp dòng điện trung bình bình phương[10]
Phương pháp xác định điện năng tiêu thụ.
Phương pháp sử dụng phần mềm ứng dụng.
Phương pháp tính theo quy định của EVN.
1.8. Độ tin cậy cung cấp điện.
1.8.1. Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối bao gồm:
- Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System
Average Interruption Duration Index - SAIDI);
- Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System
Average Interruption Frequency Index - SAIFI);
- Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối
(Momentary Average Interruption Frequency Index - MAIFI).
1.8.2. Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối được tính toán như sau:
1.9. Kết luận chương 1:
Việc nghiên cứu tổn thất công suất và tổn thất điện năng rất quan trọng, vì có
nắm vững cơ sở lý luận mới có thể tính đúng được tổn thất công suất và tổn thất
điện năng, định được giá thành trong lúc thiết kế và tìm ra được giải pháp nâng cao
hiệu quả kinh tế. TTĐN không chỉ là chỉ tiêu kế hoạch thực hiện hàng năm mà còn
là chỉ tiêu pháp lệnh, nhằm đảm bảo nguồn điện cung cấp phục vụ các nhu cầu phát

triển kinh tế - xã hội, quốc phòng – an ninh và đời sống nhân dân trên địa bàn.
Có nhiều phương pháp tính toán tổn thất điện năng như đã nêu ở trên hoặc
phần mềm tính toán tổn thất điện năng, mỗi phương pháp có ưu và nhược điểm
khác nhau. Tuy nhiên, để tính toán đúng TTĐN, đưa ra các giải pháp giảm TTĐN
hiệu quả cần có các thông số kỹ thuật, thông số quản lý vận hành và biểu đổ phụ
tải chính xác. Việc xác định chính xác nguyên nhân, khu vực gây ra TTĐN, có ý
nghĩa quyết định đến việc nâng cao hiệu quả kinh tế của lưới điện.
Việc đảm bảo chất lượng điện năng và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là
một trong những chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật quan trọng, hướng đến việc đảm bảo
cung cấp điện an toàn, liên tục, đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của các đối tượng
khách hàng. Trong đó, việc giảm số lần ngưng cung cấp điện, phạm vi mất điện và
thời gian mất điện cho mỗi lần công tác là một trong những tiêu chí đá giá sự hài
lòng của khách hàng đối với ngành Điện.
Trong luận văn này tác giả tập trung vào việc phân tích nguyên nhân gây ra
TTĐN, đề ra các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế trên cơ sở các số liệu thống kê
và truy xuất dữ liệu từ các phần mềm đang ứng dụng tại đơn vị trong thời điểm
hiện tại.
1.7.2.
1.7.3.
1.7.4.
1.7.5.
1.7.6.
1.7.7.


7

CHƯƠNG 2: GIỚI THIỆU VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG CÔNG TÁC
SẢN XUẤT KINH DOANH CỦA ĐIỆN LỰC LẠC DƯƠNG
2.1. Lịch sử hình thành và phát triển huyện Lạc Dương.

Trước thế kỷ XX, Lạc Dương là một vùng đồi hoang sơ, chỉ có một số ít
đồng bào dân tộc thiểu số cư trú thành từng buôn, sống rải rác dọc các bờ sông,
suối. Trên vùng đất này, nhiều dân tộc anh em đã cùng sinh sống, với truyền thống
văn hóa, phong tục, tập quán rất đa dạng, có trình độ phát triển kinh tế - xã hội
khác nhau, hoàn cảnh lịch sử và đặc điểm khác nhau. Song các dân tộc anh em đều
giữ gìn và phát huy truyền thống yêu nước, không phân biệt dân tộc, tôn giáo;
cùng nhau chung tay xây dựng cuộc sống ấm no, hạnh phúc.
Ngày 14 tháng 3 năm 1979, Hội đồng Chính phủ ban hành quyết định
số116/CP về việc chia một số huyện thuộc tỉnh Lâm Đồng, theo đó huyện Lạc
Dương chính thức được thành lập gồm các xã Kilplagnol Hạ, Lát, Đạ M’Rông, Đạ
Tông và thị trấn Lạc Dương.
Đến ngày 17 tháng 11 năm 2004, Chính phủ ban hành Nghị định số
189/2004/NĐ-CP về việc thành lập xã thuộc các huyện Lạc Dương, Lâm Hà và
thành lập huyện Đam Rông - Tỉnh Lâm Đồng. Trên cơ sở đó, huyện Lạc Dương
còn lại 6 đơn vị hành chính trực thuộc, bao gồm các xã: Lát, Đạ Sar, Đạ Nhim, Đạ
Chais, Đưng K’nớ và thị trấn Lạc Dương. Huyện nằm ở phía bắc của tỉnh, tiếp
giáp với các địa phương thuộc tỉnh: huyện Đam Rông, Lâm Hà, Đơn Dương,
thành phố Đà Lạt và các tỉnh bạn là Khánh Hòa và Đak Lak, Ninh Thuận. Tổng
diện tích đất tự nhiên là 1.312,33 km2, dân số 25.400 người, mật độ dân số là 19
người/km2. Huyện nằm trong vùng khí hậu ôn đới, có độ cao khoảng 1500 –
1600m so với mặt nước biển, nhiệt độ trung bình hàng năm thấp, khoảng 18 –
22oC, chênh lệch nhiệt độ giữa ngày và đêm khoảng 9oC. Thời tiết chia thành hai
mùa , mùa mưa từ tháng 5 đên tháng 10, mùa khô từ tháng 11 đên tháng 4 năm
sau.
Về kinh tế, huyện Lạc Dương đang trên đà phát triển, tình hình kinh tế - xã
hội tương đối ổn định, đời sống của nhân dân dần được nâng cao. Huyện có tiềm
năng lớn về du lịch sinh thái và du lịch nghỉ dưỡng, văn hóa lễ hội... Điều kiện về
đất đai và khí hậu thuận lợi cho việc phát triển cây công nghiệp, cây ăn quả, nông
nghiệp công nghệ cao và chăn nuôi đại gia súc; Ở những vùng đất trũng là các loại
đất phù sa, nguồn nước mặt dồi dào, khá thích hợp với việc trồng lúa nước. Huyện

có gần 90% diện tích tự nhiên là rừng phòng hộ đầu nguồn Đạ Nhim, vườn Quốc
gia Bidoup – Núi Bà đóng vai trò quan trọng trong việc bảo vệ guồn nước cho các
công trình thủy điện trên địa bàn.


8

2.2. Giới thiệu về Điện lực Lạc Dương.
Ngày 15 tháng 7 năm 2010, từ đội quản lý điện Lạc Dương, trực thuộc Điện
lực Đà Lạt, Điện lực Lạc Dương được thành lập và chính thức đi vào hoạt động.
Với quy mô và tầm vóc mới, đơn vị đã kiện toàn nhiều mặt, chuyên nghiệp hóa
trong hoạt động sản xuất kinh doanh để đáp ứng nhu cầu phát triển của địa phương
trong giai đoạn mới, nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng. Thực hiện chức
năng, nhiệm vụ của mình, Điện lực Lạc Dương đã tăng cường công tác quản lý,
đầu tư xây dựng lưới điện, tập trung vào các khu vực có điện áp thấp để cải tạo,
các cụm dân cư chưa có điện để đầu tư xây dựng. Cuối năm 2010, Păng Tiêng – xã
Lát là thôn cuối cùng của huyện có điện lưới Quốc gia. Cùng thời gian này, trạm
110/22kV – 25MVA Suối Vàng đóng điện đưa vào vận hành cung cấp điện cho
khu vực thị trấn và các vùng lân cận, do vậy chất lượng điện năng được đảm bảo,
nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đáp ứng được nhu cầu sinh hoạt, sản xuất kinh
doanh của nhân dân và các nhiệm vụ chính trị của địa phương.
Đến cuối năm 2013 tất cả các thôn thuộc 6 đơn vị hành chính với 98,2% số
hộ có điện từ điện lưới Quốc gia. Từ đó, cuộc sống của nhân dân đã có nhiều đổi
thay cùng ánh sáng của nguồn điện. Đồng bào dân tộc thiểu số ngoài việc dùng
điện phục vụ sinh hoạt đã sử dụng điện để tưới tiêu, sản xuất rau hoa công nghệ
cao, ứng dụng công nghệ trong dịch vụ du lịch ... Điện cũng đã thắp sáng đường
giao thông nông thôn, thắp sáng các khu điểm du lịch, chào đón và phục vụ du
khách, đưa du lịch- dịch vụ trở thành một ngành kinh tế tương đối quan trọng đem
lại nguồn thu đáng kể cho ngân sách địa phương… Điện về đã giảm được việc đốt
rừng làm than trước đây, hạn chế nguy cơ ảnh hưởng tiêu cực đến môi trường sinh

thái…Kinh tế Lạc Dương đổi thay rõ nét với các khu sản xuất nông nghiệp công
nghệ cao phát triển, cơ cấu cây trồng tiếp tục chuyển dịch tích cực, dần thay thế
các diện tích cây trồng kém hiệu quả sang các loại cây có hiệu quả kinh tế cao, phù
hợp với điều kiện khí hậu của địa phương như cà phê, rau, hoa, dâu tây… Từ
thuận lợi của điều kiện khí hậu thổ nhưỡng cùng với nguồn điện năng được đầu tư,
hàng loạt những khu sản xuất cá nước lạnh ra đời, có giá trị kinh tế cao, đem lại
đời sống no ấm cho người dân, góp phần vào việc phát triển kinh tế, xã hội của địa
phương.
2.3. Hiện trạng về nguồn và lưới điện phân phối
2.3.1. Nguồn điện:
Lưới điện phân phối huyện Lạc Dương nhận điện từ trạm 110/22kV – 25MVA
Suối Vàng nằm trên địa bàn huyện Lạc Dương, trạm 110/22kV – 40MVA Đà lạt 2
nằm trên địa bàn thành phố Đà Lạt, nhà máy thủy điện Đạ Khai 8.1MW, nhà máy
thủy điện Suối Vàng 4.8 MW, trạm trung gian Romen 31.5/22kV - 1.6MVA.
2.3.2. Thành phần phụ tải:


9
14,000,000
12,000,000
10,000,000
8,000,000
6,000,000
Series1
4,000,000
2,000,000
0
Thương
Nông, lâm
Công nghiệp, Xây

nghiệp, khách
nghiệp, thuỷ sản
dựng
sạn, nhà hàng

Quản lý, tiêu
dùng

Hoạt động khác

Biểu đồ thành phần phụ tải.

2.3.3. Lưới trung áp:
- Lưới điện nhận nguồn từ trạm 110/22kV Suối Vàng gồm 3 xuất tuyến:
Xuất tuyến 474 nối với tuyến 477 trạm 110/22kV Đà Lạt 2; công suất mang
tải cực đại Pmax: 1,159 MW, công suất mang tải cực tiểu Pmin: 0,471MW, cosφtb
0,98.
Xuất tuyến 478 cấp điện cho trung tâm thị trấn Lạc Dương và vùng phụ cận;
công suất mang tải cực đại Pmax: 1,266 MW, công suất mang tải cực tiểu Pmin:
0,411MW, cosφtb 0,96.
Xuất tuyến 480 cấp điện cho một phần thị trấn Lạc Dương, hai nhà máy
nước Suối Vàng và nhà máy nước Sài Gòn – Đan Kia cung cấp nước sạch cho
huyện Lạc Dương và thành phố Đà Lạt; công suất mang tải cực đại Pmax: 2,1 MW,
công suất mang tải cực tiểu Pmin: 0,3MW, cosφtb 0,97.
- Lưới điện nhận nguồn từ trạm 110/22kV Đà Lạt 2:
- Xuất tuyến 471 trạm 110/22kV Đà lạt 2 cấp điện cho một số khu dân cư
thuộc thành phố Đà lạt và các xã Đạ Sar, Đạ Nhim, Đạ Chais huyện Lạc Dương.
Điện kế ranh giới Đà Lạt - Lạc Dương đặt tại trụ số 471/109 – xuất tuyến 471
trạm 110kV Đà lạt 2.
- Xuất tuyến 472 Suối Vàng cấp điện cho xã Đạ Nghịt; công suất mang tải

cực đại Pmax: 0,52 MW, công suất mang tải cực tiểu Pmin: 0,12MW, cosφtb 0,92.
- Xuất tuyến 472 Romen cấp điện cho xã Đưng k’nớh; công suất mang tải
cực đại Pmax: 0,09 MW, công suất mang tải cực tiểu Pmin: 0,03MW, cosφtb 0,97.


10

Bảng 2.1: Số liệu đường dây trung áp (km).
S
T
T

Tên đường
dây

Chiều dài đường dây và sở hữu tài sản
22kV
12,7kV
Cộng đường dây
ĐL+K
ĐL
KH
ĐL
KH
ĐL
KH
H
113.85
45.530 24.235 3.160 40.932 48.690 65.167
7

Tuyến 471
Đà lạt 2
TUYẾN
2 474+478+48 15.215 8.539 0.300 2.486 17.406 11.025 28.431
0
TUYẾN 472
3
SUỐI
5.987 14.045 3.151 0.714 9.138 14.759 23.897
VÀNG
TUYẾN 472
4
18.764 0.000 8.577 0.900 27.341 0.900 28.241
RÔ MEN
CỘNG
196.53
5
85.496 46.819 15.188 45.032 100.68 95.851
TỔNG
5
( Nguồn: Phòng Kỹ thuật)
2.3.4. Lưới hạ áp:
Lưới điện hạ áp 3pha đã được cải tạo, nâng cấp, bọc hóa nhưng chưa đạt
được tiêu chí của EVNSPC về bán kính cấp điện, hệ số mang tải. Lưới điện hạ áp
1 pha chưa được cải tạo, nâng cấp; dây trung tính sử dụng chung với dây trung
tính của lưới trung áp; tiết diện dây nhỏ, bán kính cấp điện lớn.
1

Bảng 2.2: Số liệu đường dây hạ áp (km).

STT

Tuyến đường dây

1pha

3pha

Tổng

10.6080

6.7040

17.3120

23.6340

23.6340

1

471 Đà lạt 2

2

Tuyến 474+478+480
110kV Suối vàng

3

Tuyến 472 Suối Vàng

4.6830

1.1470

5.8300

4

Tuyến 472 Romen

7.8440

0.6320

8.4760

Tổng cộng

22.542

32.387

55.252

( Nguồn: Phòng Kỹ thuật)

11

Bảng 2.3: Số liệu MBA
Công suất đặt, số trạm, số máy
Công suất
STT
MBA
Số trạm
Số máy
(kVA)
ĐL
KH
ĐL
KH
ĐL
KH
1
3 pha, S ≤ 400kVA
4715
7738
34
57
57
106
2
3 pha, S ≥ 400kVA
0
8070
0
9

0
9
3
1 pha, 1 MBA
980
4643
29
151
29
151
4
1 pha, 2 MBA
230
0
4
0
8
0
Tổng
26,375
284
360
(Nguồn: Phòng kỹ thuật)
2.4. Công tác đầu tư cho lưới điện.
2.4.1. Giá trị đầu tư xây dựng cơ bản.
2.4.2. Giá trị đầu tư cho công tác sửa chữa lưới điện.
2.5. Phương pháp xác định tổn thất điện năng hiện tại đang áp dụng tại Điện
lực
2.5.1. Giới thiệu về các phần mềm hỗ trợ:
2.5.1.1 . Phần mềm giao nhận điện năng:

Chương trình giao nhận điện năng sẽ đồng bộ dữ liệu từ các chương trình
khác để hổ trợ việc tính toán tổn thất điện năng, bao gồm:
Dữ liệu điện năng nhận lưới hàng tháng;
Dữ liệu điện năng thương phẩm từ chương trình quản lý khách hàng
(CMIS 2.0).
Dữ liệu thông số TBA, MBA từ chương trình quản lý kỹ thuật.
Dữ liệu các thông số A, U, I, P, Q, Cosφ của đầu xuất tuyến, TBA từ
chương trình đo ghi từ xa (AMISS).
Tổn thất = Tổng điện nhận – Tổng điện giao (kWh).
2.5.1.2 . Phần mềm kiểm tra giám sát mua bán điện:
Phần mềm kiểm tra giám sát mua bán điện do Tổng Công ty Điện lực miền
nam xây dựng, khai thác cơ sở dữ liệu từ chương trình CMIS. Phần mềm kiểm tra
giám sát mua bán điện có các chức năng tổng hợp báo cáo như: Vi phạm sử dụng
điện, hiệu suất trạm công cộng…
2.5.1.3 . Phần mềm quản lý khách hàng (CMIS):
2.5.1.4 . Phần mềm quản lý kỹ thuật lưới điện phân phối (GIS).
2.5.1.5 . Hệ thống phân tích dữ liệu đo ghi xa (MDAS).
2.5.1.6 . Chương trình đọc thông số vận hành trạm 110kV (AppMeter).
2.5.1.7 . Phần mềm đo ghi từ xa (AMISS).
2.5.1.8 . Phần mềm đo ghi từ xa PLC.


12

2.5.2. Phương pháp xác định TTĐN lưới điện trung áp:
2.5.2.1. Điện năng nhận, bao gồm:
- Tổng điện năng nhận từ các CTPĐ độc lập: AIPP_TA
- Tổng điện năng nhận từ CTLĐCT: ATT_TA
- Tổng điện năng nhận từ các lưới cao áp khác: ACA_TA
- Tổng điện năng nhận của lưới điện trung áp:

ATA nhận = AIPP_TA + ATT_TA + ACA_TA
2.5.2.2. Điện năng giao (gồm cả sản lượng điện nhận giao ngay không gây tổn
thất), bao gồm :
- Tổng điện năng giao các CTPĐ độc lập: AIPP_TA
- Tổng điện năng giao CTLĐCT: ATT_TA
- Tổng điện năng giao cho lưới trung áp khác: ACA_TA
- Tổng điện năng tiêu thụ của khách hàng chuyên dùng trung áp: ATA_KH
- Tổng điện năng giao của lưới điện trung áp:
ATA giao = AIPP_TA + ATT_TA + ATA_KH + ACA_TA
- Tổng điện năng giao ngay không gây TTĐN (ATA_0TT) không được tính
vào điện năng để xác định tỷ lệ TTĐN trên lưới điện.
* Tổn thất điện năng của lưới điện trung áp:
∆ATA = ∆ATAnhận - ∆ATAgiao
* Tỷ lệ điện tổn thất :
∆ATA% = ∆ATA/( ATAnhận – ATA0TT) x 100%
Các giá trị điện năng thành phần nêu trên được xác định bằng chỉ số chốt lúc
0h00 ngày 01 hàng tháng của các công tơ tương ứng. Trong trường hợp công tơ
chưa có chức năng chốt chỉ số 0h hàng tháng, cho phép ghi chỉ số công tơ trong
khoảng thời gian 0h00 ± 12h ngày 01 hàng tháng.
2.5.3. Phương pháp xác định TTĐN lưới điện hạ áp:
2.5.3.1. Điện năng nhận:
Tổng điện năng nhận của các công tơ tổng trạm biến áp công cộng ( có chu
kỳ ghi chỉ số cùng ngày với chu kỳ ghi chỉ số khách hàng sử dụng điện sau trạm):
ATBACC
2.5.3.2. Điện năng giao:
Tổng điện năng bán cho khách hàng sau trạm biến áp công cộng: AHA_KH
* Tỷ lệ điện tổn thất:
∆AHA% = AHA nhận /AHA nhận x 100%
* Điện năng tổn thấtcủa lưới điện hạ áp:
∆AHA = A*TBACC x ∆AHA%

Với A*TBACC là tổng điện năng nhận đầu nguồn của các trạm biến áp công
cộng được xác định bằng chỉ số chốt lúc 0h00 ngày 01 hàng tháng của các công tơ
trạm biến áp công cộng (A*TBACC ≠ ATBACC)


13

2.5.4. Phương pháp xác định TTĐN toàn đơn vị:
- Tổng điện năng nhận giao ngay không gây TTĐN không được tính vào điện
năng để tính vào tỷ lệ TTĐN trên lưới điện. Điện năng này được xác định bằng tổng
sản lương điện năng đơn vị nhận rồi giao ngay cho khách hàng hoặc các đơn vị khác
trên cùng một cấp điện áp tại cùng một trạm biến áp giao nhận điện năng: A0TT
* TTĐN của đơn vị:
- Điện năng tổn thất trung áp: ∆ATA = (∆ATA nhận - A0TT) x ∆ATA%
- Điện năng tổn thất hạ áp: ∆AHA = ∆A*TBACC x ∆AHA%
- Tỷ lệ điện tổn thất: ∆AĐL% =

ATA
AĐLnhan

AHA
AĐL 0TT

2.5.5. Phương pháp xác định TTCS và TTĐN trên lưới điện phân phối huyện
Lạc Dương bằng phần mềm PSS/ADEPT
2.6. Tình hình thực hiện nhiệm vụ giảm TTĐN
2.6.1. Kết quả thực hiện công tác giảm TTĐN.
Trong những năm gần đây, Công ty Điện lực Lâm Đồng giao tỷ lệ giảm tổn
thất điện năng cho đơn vị mỗi năm giảm trung bình 0,5%, năm 2017 giảm so với
năm 2016 là 0,66%.

Bảng 2.7. Kế hoạch/thực hiện tỷ lệ TTĐN.
TTĐN năm (%)
Đơn vị
Nội dung
2011 2012 2013 2014
2015 2016 2017
Kế hoạch
7,0
6,2
4,15
5,02
5,09
4,50 3,84
Điện lực
Lạc Dương Thực hiện 6,22
6,02
5,53
3,95
4,13
4,40
(Nguồn: Phòng kỹ thuật)
2.6.2. Kết quả thực hiện TTĐN của Điện lực theo phương pháp tính của EVN:
2.6.1.1. Kết quả thực hiện giảm TTĐN trung áp:
Bảng 2.8: Kết quả thực hiện giảm TTĐN trung áp
Tháng

6
7
8
9

10
SLĐTT TLTT SLĐTT TLTT SLĐTT TLTT SLĐTT TLTT SLĐTT TLTT

XT
174,762 4.07% 183,234 3.79% 176,606
471/ĐL2
XT432
29,796 1.18% 27,484 1.11% 10,317
SV
XT 478
4,660 0.83% 2,437 0.44% 1,931
SV
XT 480
5,064 0.43% 5,883 0.50% 8,415
SV
XT 472
4,568 2.13% 5,902 2.81% 768
SV
Xt 472
2,666 7.43% 230 0.67% 4,007
Romen

3.89% 199,776 4.15% 143,462 3.43%
0.43% 35,284 1.47% 32,071 1.32%
0.34% 10,865 1.95% 6,732 1.16%
0.75% 5,301 0.50% 7,037 0.65%
0.36% 6,301 3.02% 6,928 3.56%
9.25% 1,047 2.72% 1,471 0.69%

(Nguồn: Phòng Kinh doanh)

14

2.6.1.2. Kết quả thực hiện giảm TTĐN hạ áp:
Bảng 2.9: Kết quả thực hiện giảm TTĐN hạ áp
6
Tháng
XT
471/ĐL2
XT432
SV
XT 478
SV
XT 480
SV
XT 472
SV
XT 472
Romen

SL
ĐTT

7
TL
TT

8

SL
ĐTT

TL
TT

SL
ĐTT

9
TL
TT

SL
ĐTT

10
TL
TT

SL
ĐTT

TL
TT

21,149 4.63% 20,317 4.48% 20,217 4.35% 20,151 4.31% 22,884 4.61%
42,696 6.24% 29,098 4.40% 28,852 4.26% 26,987 4.10% 28,594 4.11%
30,654 5.74% 25,070 4.73% 23,075 4.24% 21,520 4.12% 23,317 4.24%
12,172 8.09%

4,213

3.20%

5,774

4.33%

5,460

4.01%

5,247

3.61%

5,418

5,853

6.52%

6,033

6.48%

5,683

6.22%

4,477

4.72%

5.83%

1,926 6.84%

1,846 6.26%

1,861 5.21%

2,082 6.14%

2,352 5.92%

(Nguồn: Phòng Kinh doanh)
2.6.1.3. Kết quả thực hiện TTĐN lũy kế đến tháng 10/2017:
Bảng 2.10: Kết quả thực hiện TTĐN lũy kế đến hết tháng 12/2017

Đơn vị
Xuất tuyến 471
– ĐL2
Xuất tuyến
432-110kV SV
Xuất tuyến
478-110kV SV
Xuất tuyến
480-110kV SV

Xuất tuyến 472
SV
Xuất tuyến 472
Romen

Điện
TTĐN trung áp
năng
Điện năng Điện năng
giao
nhận đầu
giao đầu
ngay
Điện
Tỷ lệ
nguồn
nguồn
không năng tổn tổn
(kWh)
(kWh)
gây tổn
thất
thất
thất
(kWh)
(%)
(kWh)
86,197,216 47,317,751 336,900 2,845,690 3.31
52,376,116 37,347,215

TTĐN hạ áp

TTĐN toàn đơn
vị

Điện Tỷ lệ
Điện
Tỷ lệ
năng
tổn năng tổn tổn
tổn thất thất
thất
thất
(kWh) (%)
(%)
(%)
743,361 4.80 3,589,051 4.18

2,029,469 2.36 254,888 4.57 2,284,357 2.66

30,284,000

9,970,536 336,900 352,380

0.41 392,749 4.69

745,130

0.87

6,858,800

83,408

0.10 309,111 4.71

392,519

0.46

13,240,800

55,108

0.06 83,793 4.61

138,901

0.16

2,497,700

66,757

0.08 73,095 6.44

139,852

0.16

659,700

36,484

0.04 22,840 5.83

59,324

0.07

(Nguồn: Phòng Kinh doanh)
2.6.3. Kết quả mô phỏng tính toán TTĐN của Điện lực bằng phần mềm.
Các bBiểu đồ phụ tải tuyến 474, Biểu đồ phụ tải tuyến 478:
Biểu đồ phụ tải tuyến 480; Biểu đồ phụ tải tuyến 471:
Biểu đồ phụ tải tuyến 472 Suối Vàng:


15

Kết quả tính toán bằng phần mêm PSS/adept.
Bảng 2.11. Thông số đầu nguồn và mô phỏng:
Bảng 2.12. Kết quả tính toán tổn thất:
2.7. Kết quả thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện.
Kết luận chương:
Việc thực hiện lắp đặt công tơ ranh giới, công tơ cho từng xuất tuyến, công
tơ tổng từng TBA công cộng; theo dõi, quản lý biến động TTĐN của từng xuất
tuyến, từng TBA công cộng hàng tháng và lũy kế đến tháng thực hiện là thật sự
cần thiết. Từ các kết quả phân tích sẽ khoanh vùng được khu vực xảy ra tổn thất,
từ đó có các biện pháp xử lý kịp thời. Thực hiện đồng thời việc 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 để có giải pháp phù
hợp. Chỉ khi nào tìm được nguyên nhân cốt lõi của vấn đề thì bài toán giảm tổn
thất điện năng, nâng cao hiệu quả kinh tế mới có thể giải quyết được.
Từ các kết quả phân tích, đánh giá hiện trạng, nhận thấy: TTĐN trung áp
của Điện lực tập trung chủ yếu trên xuất tuyến 471/110kV Đà lạt 2, phụ thuộc vào
công suất phát của NMTĐ Đa khai và chế độ vận hành của nhà máy; TTĐN hạ áp
tập trung chủ yếu trên các xuất tuyến 478 trạm 110kV Suối Vàng. Vì vậy cần phải
nghiên cứu, phân tích, đề xuất giải pháp để giảm TTĐN trung và hạ áp ở các xuất
tuyến trên.


16

CHƯƠNG 3: PHÂN TÍCH CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG, ĐỀ XUẤT GIẢI
PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ LƯỚI ĐIỆN
3.1. Phân tích TTĐN trên đường dây trung áp tuyến 471:
3.1.1. Ảnh hưởng của NMTĐ Đạ khai đến TTĐN
3.1.1.1. Thông số máy phát NMTĐ Đạ Khai:
3.1.1.2. Nguyên lý làm việc
3.1.1.3. Xác định TTĐN của NM ở các chế độ phát.
a. Xác định TTĐN khi NM phát 3 tổ (phương pháp τp, τq.)
Bảng 3.2: Bảng kết quả tính TTĐN các chế độ phát:
∆A
U2
R1
∆Pp
∆Pq
∆P
NMTĐ phát 3 tổ

(V)

(Ω)

(kW)

(kW)

(kW)

23400

3.96

469.8

54

524

(kWh)
11943

∆A
(%)
6.3

NMTĐ phát 2 tổ
23200
3.96

210.6
17
228
5144
4.1
NMTĐ phát 1 tổ
23000
3.96
53.9
4
58
879
1.4
3.1.1.4. Xác định TTĐN các chế độ phát của nhà máy bằng phần mềm PSS/Adept
Tính toán tổn thất điện năng trên lưới điện trung hạ thế:
Bảng 3.3. Kết quả xác định TTĐN khi NM phát 8.1MW
TỔN THẤT TRÊN LƯỚI TRUNG THẾ (22kV)
P Nhận
(KW)

Đường dây

TBA

∑∆P (%)

∆P
∆P
%
%

8,061
457.6
5.68
63.8
0.79
6.47
a. TTĐN khi NM phát 5.4MW.
b. TTĐN khi NM phát 2.7 MW.
Nhận xét: Cả hai phương pháp tính, cho thấy TTĐN tập trung chủ yếu trong
trường hợp NMTĐ Đạ khai phát công suất 8.1MW. Muốn giảm TTĐN trên đường
dây trong trường hợp này cần tăng cường tiết diện dây dẫn và giảm CSPK truyền
tải trên lưới.
3.1.2. Ảnh hưởng của dây dẫn.
3.1.2.1. Phân tích TTCS ở chế độ vận hành hiện hữu
Xuất tuyến 471/110kV Đà Lạt 2 có chiều dài 40km, cấp điện cho khu vực
phường 8, phường 9 thành phố Đà lạt và các xã Đạ Sar, Đạ Nhim, Đạ Chais huyện
Lạc Dương. Từ trạm tới trụ số 471/109 do Điện lực Đà Lạt quản lý vận hành, tại vị
trí này là điểm đo ranh giới giữa hai Điện lực Đà Lạt và Lạc Dương. Để truyền tải
lượng công suất 8.1MW NMTĐ Đạ khai sử dụng dây dẫn AC 185mm2 từ nhà máy
tới điểm đấu nối tại trụ số 471/332 có chiều dài 10km. Trước năm 2011, dây dẫn


17

từ điểm đấu nối của nhà máy về ranh giới Đà Lạt - Lạc Dương sử dụng dây dẫn
AC 70mm2. Do điều kiện thủy văn thuận lợi và nhà máy liên tục phát hết công
suất, dây dẫn liên tục chịu tải 200A đã gây ra nhiều sự cố do cháy lèo, đứt dây. Để
xử lý tình hình cấp bách, Công ty Điện lực Lâm Đồng đã đầu tư một sợi AC
70mm2 kẹp chung dây dẫn hiện hữu. Việc này đã khắc phục được tình trạng đứt
dây, cháy kẹp, cháy lèo; góp phần nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và truyền tải

điện năng của nhà máy. Qua theo dõi vận hành trong các năm qua, TTĐN trung áp
của Điện lực tập trung vào tuyến đường dây này, đặc biệt là đoạn từ trụ số 471/109
đến 471/332. Để hoàn thành chỉ tiêu SXKD của đơn vị, việc đánh giá hiệu quả đầu
tư cần cần phải tính đến.

Bảng 3.6. Thông số vận hành các điểm nút phụ tải.
Pha
A
B
C
∑

P
2.67
2.7
2.75
8.11

Nhà máy TĐ Đạ khai
(Q)
U
I
cosφ
0.79 13.85 200 0.95
0.8 13.87 202 0.95
0.7 13.8 206 0.96
2.3 23.9

Điểm đấu nối 471/332
Ranh gới 471/109

P
(Q)
U
I
cosφ
P
(Q)
U
I
2.64 0.73 13.71 200 0.96 1.8 0.92 13.36 152
2.51 0.8 13.77 192 0.95
2
0.88 13.4 161
2.5
0.8 13.78 191 0.95 1.67 0.9 13.4 142
7.66 2.33 23.8
5.47 2.7 23.2

cosφ
0.9
0.9
0.88

(Nguồn: chương trình đo ghi xa IFC ngày 1/9/2017)
Đơn vị: MW, MVAr, A, kV; (Q) là chiều CSPK đi về nhà máy.
Nhận xét: Với độ dài tương đương ≈ 10km, đoạn dây dẫn từ nhà máy đến
điểm đấu nối sụt áp 0.1kV, đoạn dây dẫn từ điểm đấu nối của nhà máy đến ranh
giới Đà lạt – Lạc dương, mặc dù phụ tải nhỏ hơn, sụt áp ≈ 0.5kV. Việc tìm giải
pháp giảm TTĐA sẽ làm giảm TTĐN.
3.1.2.2. Xác định TTCS khi tăng cường dây dẫn.

18

Bảng 3.9. Bảng tổng hợp kết quả TTĐN chế độ vận hành hiện hữu và sau khi tăng
cường tiết điện dây dẫn từ AC 120mm2 – AC185mm2
Đường dây hiện hữu Tăng cường tiết diện
Giảm TT
P( MW)
∑TT
%
%
∆P
∆P
∆P
8.1
5.4

457.6
178.8

6.47
4.52

316.2
98.4

4.71
3.02

141.4
80

1.76
1.5

3.1.3. Ảnh hưởng của CSPK truyền tải trên lưới.
3.1.3.1. Hệ số công suất và nâng cao hệ số công suất[2].
Nếu cosφ phụ tải thấp, tuy nhu cầu công suất tác dụng P không thay đổi,
nhưng lượng công suất phản kháng Q phải truyền tải trong mạng sẽ tăng lên, công
suất phản kháng tăng lên, làm tăng tổn thất công suất cũng như tổn thất điện áp.
3.1.3.2. Đặc tính vận hành của máy phát điện.

Hình 3.1. Đặc tính vận hành của máy phát điện.
3.1.3.3. Điều chỉnh các nguồn CSPK
3.1.3.4. Nguyên lý làm việc của SVC
3.1.3.5. Phân tích ảnh hưởng của CSPK truyền tải trên toàn tuyến 471/110kV Đà
Lạt 2.
NMTĐ Đạ khai có công suất 8.1 MW, nằm cách trạm 110kV Đà Lạt 2 với
khoảng cách 30km, được đấu nối vào lưới điện tại trụ số 471/332. Thông số vận
hành khi NMTĐ Đạ khai phát hết công suất (8.1MW) đo được tại các nút phụ tải
chính như sau: (nút 1,2,3,4 tương ứng với NMTĐ Đạ khai, trụ số 471/332, trụ số
471/109, trạm 110kV Đà lạt 2).
Từ NMTĐ Đạ khai tới trụ đấu nối vào lưới điện (471/332) có chiều dài l =
10km, sử dụng dây dẫn AC 185mm2 , ro = 1.52 (Ω/km), xo = 0.317 (Ω/km).
Từ trụ số 471/332 tới trụ số 471/109 có chiều dài l = 9.5km, sử dụng dây
dẫn (2xAC70mm2), (Lấy thông số dây dẫn 120mm2 , ro = 2.44 (Ω/km), xo = 0.377
(Ω/km để tính toán).

19

Từ trụ số 471/109 tới trạm 110kV Đà Lạt 2 có chiều dài l = 7km, sử dụng
dây dẫn AC 120mm2.

Bảng 3.10: Thông số truy xuất từ chương trình đo ghi xa (PL 11,12,13,14 TSVH ngày 01.11/2017)

23h
18h

P1
8.11
8.11

Nút 1
Q1
U1
2.29 23.9
2.07 23.9

Nút 2
P2
Q2
U2
7.95 2.43 23.9
7.95 2.2
23.7

Nút 3
P3

Q3
U3
5.47 2.7
23.2
5.52 2.58 23

Nút 4
P4
Q4
U4
2.31 2.85 23.7
4.04 2.34 23.1

Nhận xét: Từ kết quả truy xuất thông số vận hành trên, nhận thấy: vào giờ
thấp điểm, điện áp tại trạm 110kV Đà lạt 2 cao hơn nhiều so với định mức, do vậy
NMTĐ Đạ khai phải vận hành ở chế độ thiếu kích thích để tiêu thụ CSPK nhằm
giảm điện áp lưới. Muốn NM không tiêu thụ CSPK, giảm truyển tải CSPK trên
lưới ta phải đặt thiết bị tiêu thụ CSPK.
3.1.3.6. Tác dụng giảm truyền tải CSPK khi đặt kháng bù ngang .
Bảng 3.11. Thông số truy xuất từ chương trình đo ghi xa (PL-9,10 - TSVH ngày
16.11/2017 và ngày 21.01/2018)

16-11-17
21-01-18
Giảm

P1
7.8
7.54

8h
Q1
2.28
0.82
1.46

Cosφ P2
0.95 7.7
0.98 7.6

7h
5h30
4h
Q2 Cosφ P3
Q3 Cosφ P4
Q4 Cosφ
2.43 0.95 7.79 2.46 0.95 7.73 2.61 0.95
0.82 0.99 7.7 1.3 0.98 7.7 1.4 0.98
1.61
1.16
1.21

Sau khi lắp đặt 1.5MVAr kháng lên lưới, CSPK truyền tải trên lưới đã giảm
một lượng tương đương.


20

Biểu đồ CSPK sau trước và sau khi lắp đặt kháng bù ngang
Giải pháp gắn kháng bù ngang làm giảm CSPK truyền tải trên lưới, góp

phần làm giảm TT, tăng tuổi thọ của máy phát điện.
3.2. Phân tích nguyên nhân gây TTĐN hạ áp trên xuất tuyến 478/110kV SV:
3.2.1. Tổn thất điện năng do dòng Io gây ra:
3.2.2. Xác định tổn thất điện áp trên đường dây có phụ tải 3 pha không cân
bằng.
3.3. Ảnh hưởng của bù công suất phản kháng tới TTĐN
3.3.1. Giới thiệu chung:
3.3.2. Vị trí lắp đặt tụ:
3.3.3. Lựa chọn dung lượng tụ bù:
3.3.4. Điều chỉnh dung lượng bù:
3.3.5. Điều chỉnh điện áp:
3.3.6. Xác định dung lượng bù tối ưu phía hạ áp
3.7. Kết luận:
Để đưa ra các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế trên lưới điện phân phối
phải thu thập được số liệu đầu vào một cách chính xác. Thông qua việc vận hành
các chương trình đo ghi từ xa đã giúp cho việc thu thập thông số vận hành được
nhanh chóng, chính xác. Tuy nhiên, việc sử dụng nhiều công nghệ khác nhau tại
đơn vị cũng gây ra nhiều khó khăn cho nhân viên quản lý, mặc dù mỗi công nghệ
đều có ưu và nhược điểm riêng.
Thông qua các chương trình đo ghi xa, việc thu thập thông số vận hành tại
tổng TBA được thực hiện nhanh chóng, chính xác; tuy nhiên vẫn cần phải nhân viên
quản lý vận hành thu thập thông số vận hành tại các xuất tuyến, nếu các thông số
này thiếu chính xác sẽ ảnh hưởng tới kết quả phân tích, đánh giá lựa chọn giải pháp.


21

Trong chương này tác giả đã thu thập thông số vận hành từ các chương trình đo
ghi xa, và kết quả kiểm tra thông số vận hành tại các xuất tuyến hạ áp của đơn vị để
phân tích đánh giá các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu quả kinh tế trên lưới điện để đưa ra

giải pháp xử lý. Qua kết quả đánh giá hiện trạng, phân tích thông số vận hành, tính
toán số liệu tổn thất công suất, tổn thất điện năng trên lưới điện, nhận thấy:
TTĐN trên lưới trung áp phụ thuộc vào công suất phát và chế độ vận hành
của NMTĐ Đạ Khai, khả năng tải điện của dây dẫn và CSPK truyền tải trên lưới.
Việc giảm TTĐN hạ áp cần tập trung vào công tác quản lý vận hành, cosφtb của
các TBA công cộng đã ở mức cao nhưng cần theo dõi ở các chế độ vận hành Pmax,
Pmin để tránh xử lý tình trạng thiếu và dư bù khi phụ tải thay đổi, theo dõi phụ tải
đề lắp đặt dung lượng MBA phù hợp.
CHƯƠNG 4: ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH
TẾ TRÊNLƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC LẠC DƯƠNG
4.1. Các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế.
4.1.1. Giải pháp tổ chức
4.1.1.1. Kiện toàn công tác tổ chức:
4.1.1.2. Kiện toàn công tác QLKD.
4.1.1.3. Kiện toàn công tác QLKT.
4.1.1.4. Nhận dạng, khoanh vùng, quản lý TTĐN.
4.1.2. Các giải pháp kinh doanh.
4.1.2.1. Công tác quản lý công tơ:
4.1.2.2. Công tác khai thác hiệu suất trạm công cộng
4.1.2.3. Công tác kiểm tra sử dụng điện khách hàng
4.1.2.4. Công tác kiểm tra hệ thống đo đếm.
4.1.2.5. Các công tác khác.
4.1.3. Các giải pháp đầu tư.
4.1.4. Các giải pháp kỹ thuật
4.1.4.1. Nâng cao điện áp vận hành
4.1.4.2. Vận hành kinh tế trạm biến áp
4.1.4.3. Giải pháp QLVH
4.1.4.4. Bù công suất phản kháng:
a. Vị trí lắp đặt.
b. Công suất TBA cần bù để đảm bảo kinh tế.

c. Lựa chọn rơle điều khiển tụ bù ứng động.
4.1.4.5. Các giải pháp khác
4.1.5. Đánh giá hiệu quả.
4.1.5.1. Hiệu quả khi thực hiện giải pháp tăng cường dây dẫn:


22

P
8.1
5.4

Bảng 4.1. TTĐN trước và sau khi thực hiện giải pháp:
Đường dây hiện hữu Tăng cường tiết diện
Giảm TT
%
%
%
∆P
∆P
∆P
141.4
1.76
457.6
6.47
316.2
4.71
178.8
4.52
98.4

3.02
80
1.5

TTĐN giảm sau khi tăng cường tiết diện dây dẫn:
∆A =141.4 x 4500 + 80 x 1500 = 756300kWh
Giá trị thành tiền/năm
T = 756300 x 1600 = 1.210.080.000đồng
4.1.5.2. Hiệu quả khi thực hiện gắn kháng điện.
Lắp đặt kháng điện làm giảm truyền tải CSPK trên lưới điện, góp phần giảm
TTĐN, nâng cao khả năng tải điện của dây dẫn và trạm biến áp. Điện áp trên lưới
giảm, Nhà máy TĐ Đạ Khai chủ động trong việc phát công suất P,Q; làm nhiệm
vụ cân bằng công suất, nâng cao tuổi thọ của nhà máy.
4.1.5.3. Hiệu quả khi thực hiện giải pháp cân bằng pha và tiếp địa lặp lại
TTCS giảm được khi thực hiện cân bằng pha và làm tiếp địa lặp lại:
∑∆P = 24.84kW.
∆A = 24.84 x 4 x 30 x 12 = 35769kWh
T = 35769 x 1600 = 57.230.000đ
4.1.6. Phân tích kinh tế tài chính.
Kết quả phân tích kinh tế tài chính công trình thay dây dẫn tuyến 471
- Nguồn vốn đầu tư: 3.746,19 triệu đồng.
- Giá trị quy đổi về hiện tại của dòng lãi: NPV = 1.210 triệu đồng.
- Tỷ số lợi nhuận / chi phí: B/C = 1.1298
- Hệ số hoàn vốn nội tại: IRR = 38.71%
- Thời gian hoàn vốn: 4 năm
4.2. Kết luận chương 4:
Các số liệu về thông số vận hành lưới điện có thể thu thập dễ dàng giúp cho
việc tính toán đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện một cách
chính xácTrong nội dung luận văn này tác giả đã ứng dụng các phần mềm đo ghi
tự động từ xa để thu thập thông số vận hành và phần mềm PSS/ADEPT để mô

phỏng tính toán lựa chọn vị phương án, vị trí đầu tư.
Kết quả các giải pháp làm giảm TTĐN, nâng cao chất lượng điện năng, hiệu
quả mang lại trong 1 năm khoảng 1.267.310.400 đồng. Như vậy, các giải pháp
nâng cao hiệu quả kinh tế tác giả đề xuất đều có tính khả thi.


23

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Kết luận:
Chỉ tiêu kinh tế của HTĐ được đặc trưng bằng các TTCS và TTĐN của các
mạng điện. Một trong những phương pháp hiệu quả nhất để giảm các tổn thất là
nâng cao điện áp vận hành. Một phương pháp hiệu quả khác để giảm TTCS,
TTĐN là điều chỉnh hợp lý các chế độ điện áp và các dòng công suất trên lưới
điện bằng giải pháp chọn thích hợp các thiết bị điều chỉnh và thiết bị bù. Các chế
độ điện áp và các dòng công suất của lưới điện có thể điều chỉnh bằng các thiết bị:
các máy phát điện của các nhà máy điện, các máy bù đồng bộ, các tụ điện tĩnh, các
MBA điều áp dưới tải... [12].
Đề tài “Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế trên lưới điện
phân phối Điện lực Lạc Dương, tỉnh Lâm Đồng” được thực hiện nhằm đề xuất
các giải pháp nhằm giảm TTĐN, giảm CSPK truyền tải trên lưới và nâng cao chất
lượng quản lý vận hành.
Đề tài đã nghiên cứu, ứng dụng các chương trình đo gi từ xa tự động và các
công cụ tính toán đang được áp dụng tại đơn vị để phân tích, đánh giá các yếu tố
ảnh hưởng, đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế. Kết quả thực hiện như
sau :
1. Thu thập số thông số về công tác quản lý vận hành, số liệu quản lý kinh
doanh điện năng hiện nay của Lạc Dương. Phân tích, đánh giá TTĐN thực tế và
TTĐN qua tính toán bằng chương trình PSS/ADEPT. Xác định TTĐN hiện đang
nằm ở khu vực nào để có giải pháp, phương án đầu tư hợp lý.

2. Nghiên cứu, phân tích nguyên lý làm việc của máy phát, thông số vận hành
các chế độ phát của NMTĐ Đạ Khai, thông số vận hành của lưới điện; đề xuất
phương án giảm truyền tải CSPK nhằm nâng cao khả năng mang tải của lưới điện,
giảm TTĐN, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
3. Phân tích ảnh hưởng của chế độ vận hành không đối xứng, vấn đề sụt áp ở
pha mang tải cao, vận hành thiếu tiếp địa lặp lại nhằm nâng cao chất lượng điện
áp, giảm tổn thất điện năng.
Kiến nghị:
1. Đầu tư lắp đặt toàn bộ hệ thống đo đếm trạm công cộng có lắp đặt modem
đo ghi từ xa. Đối với các TBA có công suất lớn, tổn thất cao chưa tìm ra nguyên
nhân nên đầu tư lắp đặt hệ thống đo đếm từng nhánh, khai báo điện kế này vào bộ
đếm tập trung như một khách hàng để không phát sinh cước phí với nhà mạng.
2. Rà soát dung lượng bù, không để dư bù khi non tải, thiếu bù khi đầy tải.
Bù kỹ thuật trên lưới hạ áp, bù kinh tế trên lưới trung áp.
3. Ban hành quy định về lắp đặt phụ tải mới trên các pha của các xuất tuyến
trung, hạ áp để thực hiện, hạn chế vận hành không đối xứng, cấp nguồn cho chiếu
sáng công cộng bằng nguồn riêng.