Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối điện lực đạ tẻh và điện lực cát tiên tỉnh lâm đồng

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN THÀNH NHÂN

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC ĐẠ TẺH
VÀ ĐIỆN LỰC CÁT TIÊN 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.TRẦN TẤN VINH

Phản biện 2: TS. LÊ KỶ

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 chọn đề tài:
Trong công cuộc công nghiệp hoá, hiện đại hoá đất nước, cùng với sự
phát triển không ngừng của các thành phần kinh tế, đời sống của người dân
ngày càng được cải thiện, dân trí được nâng cao, sự phát triển này kéo theo
nhu cầu sử dụng điện năng ngày càng gia tăng.
Hiện nay, điện đã được đưa đến hầu hết các vùng sâu, vùng xa, miền núi,
hải đảo tuy nhiên đa số lưới điện hiện tại được xây dựng từ rất lâu và chưa có
điều kiện cải tạo đồng bộ hay xây dựng mới hoàn toàn nên tổn thất điện năng
trên các đường dây này thường vượt quá quy định, không đạt yêu cầu về chất
lượng điện cũng như các chỉ tiêu kinh tế do ngành điện đề ra. Vì vậy việc
giảm tổn thất điện năng trong lưới điện hiện nay đang là vấn đề cấp bách của
ngành điện nói chung và điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên nói riêng vì nó không
những góp phần nâng cao khả năng truyền tải cung ứng điện và chất lượng
điện năng, mà còn đem lại hiệu quả cao trong sản xuất kinh doanh, cũng như
làm giảm áp lực về giá điện. Là thành viên trong hệ thống ngành điện, Điện
lực Đạ Tẻh, Cát Tiên có tổn thất điện năng đến cuối năm 2016 là 7.63% cao
hơn mặt bằng chung của toàn Công ty (6,05%) và cũng đã được Công ty
Điện lực Lâm Đồng giao trong đề án lộ trình giảm tổn thất phấn đấu đến
cuối năm 2020 phải đạt tỷ lệ tổn thất điện năng dưới 6,0% (trung bình mỗi
năm giảm khoản 0.4% ) đây là một chỉ tiêu rất khó ,vì vậy là một cán bộ
công nhân viên của Công ty Điện lực Lâm Đồng đơn vị quản lý trực tiếp
Điện lực khu vực hai Điện lực này, Tôi mạnh dạn chọn đề tài “Đề xuất các
giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện lực Đạ Tẻh,

Cát Tiên” để góp phần nhỏ bé của mình làm giảm tổn thất điện năng Điện
lực Đạ Tẻh, Cát Tiên phấn đấu hoàn thành đề án lộ trình giảm tổn thất điện
năng toàn của Công ty đến năm 2020 theo đúng tiến độ
2. Mục đích nghiên cứu:
Phân tích hiện trạng lưới điện phân phối đang được quản lý vận hành tại
Điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên để xác định được nguyên nhân gây tổn thất cao.
Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng để thực hiện, phấn đấu
hoàn thành kế hoạch tổn thất điện năng mà Công ty điện lực Lâm Đồng đã
giao, góp phần cùng Công ty Điện lực Lâm Đồng hoàn thành kế hoạch tổn
thất Tổng công ty Điện Lực miền Nam giao đến năm 2020 theo đúng tiến độ
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
- Đối tượng nghiên cứu: Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối
Điện lực Đạ Tẻh , Cát Tiên.


2

- Phạm vi nghiên cứu:
+ Luận văn sẽ nghiên cứu hiện trạng lưới điện, tình hình phụ tải, công
tác quản lý vận hành và tình hình tổn thất trên lưới điện phân Điện lực Đạ
Tẻh, Cát Tiên
+ Đề xuất các giải pháp góp phần làm giảm tổn thất điện năng trên lưới
điện phân phối Điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên
4. Phương pháp nghiên cứu:
- Dùng phần mềm quản lý lưới điện (GIS) để tổng hợp hiện trạng lưới
điện phân phối hiện hữu
- Dùng phần mềm PSS/ADEPT để mô phỏng và tính toán sơ đồ lưới
điện Điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên. Xác định được các thông số vận hành U, I,
P, Q, Cosφ… tại các nút với biểu đồ phụ tải trung bình và tình hình tổn thất
điện năng trung bình, tổn thất điện áp…

- Dùng phần mềm đo ghi từ xa xác định tổn thất điện năng cùng thời
điểm của lưới điện
- So sánh kết quả tổn thất điện năng theo hai phương pháp và đưa ra
nhận xét.
- Phân tích thực trạng lưới điện qua các thông số vận hành và xác định
nguyên nhân gây tổn thất cao trên lưới điện phân phối Điện lực Đạ Tẻh, Cát
Tiên
- Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng
Đặt tên đề tài:
Căn cứ vào mục đích, đối tượng, phạm vi và phương pháp nghiên cứu,
đề tài được đặt tên như sau: “Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện
năng lưới điện phân phối khu vực điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên - Tỉnh Lâm
Đồng.”
5. Bố cục của luận văn.
Ngoài phần mở đầu, kết luận, kiến nghị tài liệu tham khảo và phụ lục
trong luận văn gồm có các chương như sau :
Chương 1:Tổng quan về lưới điện phân phối và các phương pháp xác
định tổn thất điện năng.
Chương 2: Hiện trạng lưới điện phân phối và tình hình tổn thất điện
năng Điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên
Chương 3: Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện
phân phối Điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên.


3

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỜI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ
CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
1.1. Vai trò của lưới điện phân phối (LĐPP) trong hệ thống điện
Hệ thống điện bao gồm các nhà máy phát điện, các trạm biến áp, các

đường dây truyền tải, phân phối, và các phụ tải tiêu thụ điện được kết nối với
nhau thành một hệ thống thống nhất để thực hiện bốn quá trình từ khâu sản
xuất, truyền tải đến phân phối và tiêu thụ điện.
Để đảm bảo về mặt an toàn trong sử dụng điện cũng như vì lý do kinh tế
mà hầu hết các thiết bị điện được sản xuất và đưa vào sử dụng với điện áp
thấp hơn nhiều so với điện áp truyền tải, cho nên người ta không thể sử dụng
lưới truyền tải có điện áp cao cung cấp trực tiếp cho các hộ tiêu thụ mà phải
dùng LĐPP có cấp điện áp thấp hơn để cung cấp điện cho khách hàng và
cũng chính vì lẽ đó mà LĐPP được ra đời sẽ làm nhiệm vụ cung cấp điện
năng cho các phụ tải ở một vùng, một khu vực với bán kính cung cấp điện
ngắn.
1.2. Đặc điểm lưới điện phân phối
Lưới điện phân phối có các cấp điện áp danh định bao gồm 35 kV, 22
kV, 15 kV, 10 kV, 06 kV và 0,4 kV cung cấp điện cho các nhóm khách trung
áp và khách hàng hạ áp
Cấu trúc lưới phân phối đa dạng, phức tạp. Số lượng nút, nhánh rất lớn
do đó việc tính toán lưới phân phối gặp nhiều khó khăn
Chế độ vận hành bình thường của lưới phân phối là vận hành hở, hình
tia hoặc dạng xương cá. Để tăng cường độ tin cậy cung cấp điện có thể sử
dụng cấu trúc mạch vòng kín nhưng vận hành hở
Các sơ đồ kết cấu của lưới phân phối thường đựơc áp dụng tại các điện
lực:
1.2.1. Sơ đồ hình tia
Là mạng điện trong đó các hộ tiêu thụ chỉ được cung cấp điện từ một
phía. Khi đường dây bị sự cố việc cung cấp điện cho các phụ tải bị gián đoạn
(tính linh hoạt và liên tục cung cấp điện bị hạn chế).
1.2.2. Sơ đồ mạch vòng
Là mạng điện trong đó các hộ tiêu thụ được cung cấp điện ít nhất từ hai
phía
Khi một đường dây bị sự cố việc cung cấp điện cho các phụ tải vẫn

được duy trì nhờ đường dây còn lại (độ tin cậy cung cấp điên cao).
1.3. Tổn thất và nguyên nhân gây tổn thất điện năng


4

Tổn thất điện năng trên hệ thống điện là lượng điện năng tiêu hao cho
quá trình truyền tải và phân phối điện từ thanh cái các nhà máy điện qua hệ
thống lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến các hộ sử dụng điện.
Tổn thất điện năng được phân chia thành hai loại cơ bản là tổn thất kỹ
thuật và tổn thất thương mại
1.3.1. Tổn thất kỹ thuật
Là tổn thất sinh ra do tính chất vật lý của quá trình tải điện, tổn thất này
phụ thuộc tính chất của dây dẫn và vật liệu cách điện, điều kiện môi trường ,
dòng điện và điện áp .
Tổn thất kỹ thuật không thể triệt tiêu được mà chỉ có thể hạn chế ở mức
độ hợp lý hoặc cho phép
1.3.2. Tổn thất thương mại
Tổn thất điện năng thương mại hay còn gọi là tổn thất điện năng phi kỹ
thuật không định lượng được song cũng có tác động không nhỏ đến hệ thống,
làm gia tăng tỷ lệ tổn thất điện năng chung. Nguyên nhân gây ra tổn thất điện
năng thương mại là do tình trạng vi phạm trong sử dụng điện như: Lấy cắp
điện dưới nhiều hình thức (câu móc điện trực tiếp, tác động làm sai lệch
mạch đo đếm điện năng, gây hư hỏng, chết cháy công tơ...); do chủ quan của
người quản lý khi công tơ hỏng không thay thế kịp thời, bỏ sót hoặc ghi sai
chỉ số; do không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế công tơ định
kỳ theo quy định của Nhà nước.
1.4. Các phương pháp xác định tổn thất điện năng.
1.4.1. Cơ sở của các phương pháp tính toán tổn thất điện năng
Khi truyền tải điện năng từ thanh cái của nhà máy điện đến các hộ dùng

điện ta cần phải dùng dây dẫn và máy biến áp. Khi có dòng điện chạy qua, do
có điện trở và điện kháng trên đường dây nên nó đã gây ra tổn thất công suất
dẫn đến tổn thất về điện năng.
Dưới đây là một số phương pháp dùng để xác định tổn thất điện năng
trong mạng phân phối trung áp.
1.4.2. Xác định tổn thất điện năng theo phương pháp chốt chỉ số công tơ
đo đếm
1.4.3. Phương pháp tích phân đồ thị
1.4.4. Phương pháp dòng điện trung bình bình phương
1.4.5. Phương pháp thời gian tổn thất
1.4.6. Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo đường cong tổn thất
1.4.7. Xác định tổn thất điện năng theo cường độ dòng điện thực tế


5

1.5. Kết luận chương 1:
Với vai trò và đặc điểm của lưới điện phân phối, việc nghiên cứu, đề
xuất và áp dụng các giải pháp mang tính chất khả thi trong công tác quản lý
vận hành cho từng khu vực lưới điện để góp phần làm giảm tỷ lệ TTĐN
xuống mức hợp lý là mục tiêu của ngành Điện nói chung và của Điện lực Đạ
Tẻh, Cát Tiên nói riêng. Trong phạm vi của luận văn này tác giả sẽ phân tích
đánh giá hiện trạng lưới điện phân phối và tình hình tổn thất điện năng khu
vực Điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên để đề xuất các giải pháp làm giảm tổn thất
điện năng áp dụng trong thời gian tới phấn đấu đạt kế hoạch tổn thất điện
năng do Công ty Điện lực Lâm Đồng giao.
Tổn thất điện năng của lưới điện phân phối hiện nay đươc cấu thành từ
hai yếu tố là tổn thất kỹ thuật và tổn thất thương mại. Để thực hiện công tác
giảm tổn thất điện năng trên lưới điện đạt hiệu quả cao thì phải xác định được
giá trị tổn thất tổn điện năng chính xác của lưới điện, công tác này hiện nay

có nhiều phương pháp nhưng với cơ sở hạ tần và công nghệ đo ghi từ xa hiện
có của Điện lực, trong nội dung của luận văn này tác giả áp dung phương
pháp chốt chỉ số công tơ đo đếm cùng thời điểm bằng hệ thống đo ghi từ xa
(phương pháp đo lường thực tế) kết hợp với tính toán tổn thất bằng phần
mềm PSS/ADEPT để xác định tổn thất điện năng.
CHƯƠNG 2: HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ TÌNH
HÌNH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG ĐIỆN LỰC ĐẠ TẺH, CÁT TIÊN
2.1 . Đặc điểm tự nhiên tinh tế xã hội khu vực hai huyện Đạ Tẻh, Cát
Tiên
2.1.1. Đặc điểm tự nhiên kinh tế xã hội huyện Đạ Tẻh
2.1.1.1. Vị trí địa lý:
Trung tâm huyện cách thành phố Bảo Lộc 60 km về phía Nam,
cách thành phố Hồ Chí Minh 158 km về phía Đông Bắc.
- Phía Bắc giáp: hai huyện Cát Tiên và Bảo Lâm.
- Phía Nam giáp: huyện Đạ Huoai.
- Phía Tây giáp: huyện Cát Tiên và huyện Tân Phú (tỉnh Đồng Nai).
- Phía Đông giáp: huyện Bảo Lâm.
2.1.1.2. Diện tích tự nhiên:
Huyện Đạ Tẻh có tổng diện tích tự nhiên là 523,4km²
2.1.1.3. Điều kiện tự nhiên:


6

Đạ Tẻh là huyện mới thành lập từ chính sách di dân mở khu kinh tế mới.
Cho đến nay, kinh tế huyện chủ yếu vẫn dựa vào nông lâm nghiệp. Trong đó,
thế mạnh của huyện là cây lúa
Khí hậu huyện Đạ Tẻh rất gần với khí hậu các tỉnh miền Đông Nam Bộ.
Nhiệt độ trung bình hàng năm 22 – 24 oC, nhiệt độ cao nhất 34 – 35 oC
+ Mùa khô từ tháng 11 đến hết tháng 4 năm sau.

+ Mùa mưa từ tháng 5 đến hết tháng 10.
2.1.1.4. Dân số:
Dân số huyện Đạ Tẻh đến cuối năm 2016 là 46.912 người.
2.1.2. Đặc điểm tự nhiên kinh tế xã hội huyện Cát Tiên.
2.1.2.1. Vị trí địa lý :
Cát Tiên nằm ở phía Tây cực Nam tỉnh Lâm Đồng, diện tích
426,57 km² .
Phía Bắc giáp với huyện Đăk R'Lấp (tỉnh Đắk Nông),
Phía Tây Bắc và phía Tây giáp với huyện Bù Đăng (tỉnh Bình Phước),
Phía Nam giáp với huyện Tân Phú (tỉnh Đồng Nai), phía Đông giáp với
hai huyện Đạ Tẻh và Bảo Lâm cùng tỉnh.
Phía Đông giáp huyện Đạ Tẻh và huyện Bảo Lâm.
2.1.2.2. Diện tích tự nhiên:
Huyện Cát Tiên có tổng Diện tích tự nhiên: 42.657,27 ha.
2.1.2.3. Điều kiện tự nhiên:
Huyện Cát Tiên là huyện thuần nông, nông nghiệp chiếm một tỷ trọng
lớn trong nền kinh tế. Về tiềm năng lâm nghiệp, đặc sản rừng rất phong phú
với trên 27.881,71 ha đất có rừng.
Khí hậu huyện Cát Tiên thuộc khí hậu nhiệt đới gió mùa có hai mùa rõ
rệt; mùa mưa từ tháng 5-10, mùa nắng từ tháng 11- 4 năm sau.
Nhiệt độ trung bình hàng năm 26-27 oC, nhiệt độ trung bình cao nhất
32oC, nhiệt độ trung bình thấp nhất 18oC.
2.1.2.4. Dân số:
Dân số huyện Cát Tiên đến cuối năm 2016 là 39.901 người.
2.2. Giới thiệu về Điện lực Đạ Tẻh và Điện lực Cát Tiên
2.2.1. Lịch sử hình thành và phát triển
2.2.1.1. Đối với Điện lực ĐạTẻh
Điện lực Đạ Tẻh được thành lập ngày 01 tháng 09 năm 2003 Theo
quyết định số 2120/QĐ-ĐL2.3 của Công ty Điện lực 2 nay là Tổng công ty
Điện lực miền Nam với tên gọi là Chi nhánh điện Đạ Tẻh trực thuộc Điện lực

Lâm Đồng nay là Công ty Điện lực Lâm Đồng trên cơ sở là tổ quản lý điện


7

trực thuộc chi nhánh Điện Đạ Huoai và lưới điện tiếp nhận từ địa phương hai
huyện khu vực Đạ Tẻh và Cát Tiên
Đến ngày 19/5/2010 Tổng công ty Điện lực miền Nam đã ban hành
quyết định số 334/QĐ-EVN SPC Về việc đổi tên Chi nhánh Điện Đạ Tẻh
trực thuộc Công ty Điện lực Lâm Đồng thành Điện lực Đạ Tẻh.
2.2.1.2. Đối với Điện lực Cát Tiên
Ngày 01/4/2006 Chi nhánh điện Cát Tiên được thành lập theo Quyết
định số 3416/QĐ-ĐL2.3 ngày 26/12/2005 của Công ty Điện lực 2, trên cơ sở
tách ra từ Chi nhánh điện Đạ Tẻh,
Đến Ngày 19/5/2010, Chi nhánh điện Cát Tiên được đổi tên thành
Điện lực Cát Tiên theo Quyết định số 334/QĐ- EVN SPC của Tổng Công ty
Điện lực Miền Nam.
2.2.2. Chức năng nhiệm vụ và tổ chức bộ máy của Điện lực
2.2.2.1. Chức năng của Điện lực
Thực hiện nhiệm vụ sản xuất, kinh doanh điện năng, chăm sóc, phát
triển khách hàng trên địa bàn quản lý.
Tham mưu cho Công ty, Chính quyền địa phương trong công tác quy
hoạch, phát triển lưới điện, an toàn hành lang lưới điện và chăm sóc, phát
triển khách hàng trên địa bàn quản lý.
2.2.2.2. Nhiệm vụ của Điện lực
Chủ trì giải quyết các công tác:
Thực hiện các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật được Công ty giao.
Kinh doanh bán điện trên địa bàn được giao quản lý theo quy định của
pháp luật và các quy chế quản lý nội bộ của Tập đoàn, Tổng công ty và Công
ty.

Quản lý, vận hành, sửa chữa hệ thống lưới điện phân phối tại địa bàn
được giao theo quy định của Pháp luật và các quy chế quản lý nội bộ của Tập
đoàn, Tổng công ty và Công ty.
Thực hiện các dự án đầu tư xây dựng, sửa chữa, cải tạo, phát triển lưới
điện, phát triển khách hàng theo phân công, phân cấp của Tổng công ty và
Công ty.
Tham gia giải quyết các công tác:
Tham gia xây dựng kế hoạch dài hạn, trung hạn, hàng năm của Công ty
(Chủ trì: Phòng Kế hoạch và Vật tư).
Phối hợp xây dựng phương án kết lưới, vận hành, khắc phục sự cố của
đơn vị (Chủ trì: Phòng Kế hoạch và Vật tư, Phòng Điều độ).


8

Phối hợp xây dựng, đề xuất các phương án đầu tư xây dựng, sửa chữa,
nâng cấp, cải tạo công trình nguồn, lưới điện, hạ tầng cơ sở phục vụ hoạt
động sản xuất kinh doanh.
Tổ chức bộ máy của Điện lực
Bộ máy của Điện lực gồm có một Giám đốc và hai phó Giám đốc (một
phó giám đốc phụ trách kỹ thuật và một phó giám đốc phụ trách kinh doanh)
ngoài ra còn có bốn phòng nghiệp vụ là:
- Phòng Tổng hợp;
- Phòng Kế hoạch- Kỹ thuật;
- Phòng Kinh doanh;
- Phòng Tài chính Kế toán;
- Đội quản lý đường dây.
2.2.3. Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện Điện lực Đạ Tẻh, Cát
Tiên
2.2.3.1. Đối với Điện lực Đạ Tẻh

Lưới điện khu vực huyện Đạ Tẻh được cung cấp điện từ trạm biến áp
110kV Đạ Tẻh với khối lượng quản lý vận hành:
- Tổng chiều dài đường dây trung thế 22 kV là : 151,6 (km)
- Tổng chiều dài đường dây hạ thế dài: 176,3 (km)
- Trạm biến áp: 177 trạm trong đó có 132 trạm công cộng tài sản của
Điện lực và 45 trạm chuyên dùng tài sản của khách hàng với dung lương
13.430KVA
- Số khách hàng sử dụng điện trên địa bàn: 12.656 (khách hàng) trong đó
có 11.906 khách hàng mua điện sử dụng cho mục đích sinh hoạt và 753
khách hàng mua điện sử dụng cho mục đích ngoài sinh hoạt
Thực hiện nhiệm vụ truyền tải hộ điện năng trên lưới 22 kV cho điện lực
Cát Tiên.
2.2.3.2. Đối với Điện lực Cát Tiên
Lưới điện khu vực huyện Cát Tiên được nhận điện từ tuyến 474 trạm
110/22kV Đạ Tẻh với khối lượng quản lý vận hành:
- Tổng chiều dài đường dây trung thế 22kV là:145,5 (km).
- Tổng chiều dài đường dây hạ thế dài: 205,9 (km) .
- Trạm biến áp: 180 trạm biến áp trong đó có 148 trạm công cộng tài
sản của Điện lực và 32 trạm chuyên dùng tài sản của khách hàng với dung
lương 10.320 KVA


9

- Số khách hàng sử dụng điện trên địa bàn: 10.403 (khách hàng) trong đó
có 9.746 khách hàng mua điện sử dụng cho mục đích sinh hoạt và 657 khách
hàng mua điện sử dụng cho mục đích ngoài sinh hoạt
Thực hiện nhiệm vụ truyền tải hộ điện năng trên lưới 22 kV cho Công ty
Điện lực Đồng Nai và Công ty Điện lực Bình Phước.
2.2.4. Tình hình tiêu thụ điện

Cơ cấu điện thương phẩm theo các thành phần kinh tế khu vực Đạ Tẻh,
Cát Tiên
Bảng 2.1. Cơ cấu điện thương phẩm theo 5 thành phần kinh tế năm 2016
Tốc độ
Điện
tăng
thương
Tỉ lệ
Stt
Hạng mục
trưởng so
phẩm năm
(%)
với năm
2016 (kWh)
2015 (%)
Nông
nghiệp,
lâm
1
1,625,370
3.81
12,42
nghiệp, thủy sản
2
Công nghiệp, xây dựng
2,966,410
6.96
9,17
Thương nghiệp, khách

3
1,112,001
2.61
11,38
sạn, nhà hàng
4
Quản lý, tiêu dùng
34,960,770
82.05
12,70
5

Hoạt động khác

1,943,585

4.56

11,71

6

Tổng cộng

42,608,136

100

12,43

Điện Thương phẩm bán tại khu vực này chủ yếu phục vụ cho nhu cầu
quản lý và tiêu dùng dân cư với tỷ trọng trên 82% tổng sản lượng
2.2.5. Tình hình thực hiện các chỉ tiêu SXKD năm 2016
Năm 2016 hai Điện lực đều đạt hầu hết các chỉ tiêu kế hoạch Công ty
giao nhưng khi phân tích cụ thể, tình hình tổn thất từng cấp điện áp và tính
toán tổn thất cả khu vực Đạ Tẻh và Cát Tiên thì tỷ lệ tổn thất điện năng còn
khá cao (7,63%) cao cao hơn 1,58% so với mặt bằng chung của toàn Công ty
(6,05%)
2.3. Hiện trạng nguồn và lưới điện
2.3.1. Nguồn trạm 110/22 kV
Lưới điện phân phối Điện lực Đạ Tẻh và Điện lực Cát Tiên được cung
cấp nguồn từ trạm biến áp 110/22kV- 40MVA Đạ Tẻh với Pmax mùa khô =
12 MW; Pmax mùa mưa= 10,5 MW;


10

2.3.2. Nhận xét về nguồn trạm 110/22kV cấp điện
Phụ tải trên địa bàn do hai Điện lực này quản lý chỉ được cấp điện từ
một nguồn duy nhất là qua trạm biến áp 110/22kV Đạ Tẻh với công suất
1x40MVA nên tính linh hoạt và độ dự phòng là không có
2.3.3. Lưới điện phân phối Điện lực Đạ Tẻh
2.3.3.1. Lưới điện trung thế 22kV
Điện lực Đạ Tẻh hiện nay được cung cấp điện từ trạm biến áp
110kV/22kV Đạ Tẻh với 3 phát tuyến đường dây trung thế nổi trên không là :
472; 474 và 476 với chủng loại và tiết điện dây dẫn sử dụng chủ yếu là loại
dây trần AC 120, AC 95, AC 70, AC 50 và AC 35 được tiếp nhận từ ban
quản lý điện huyện trong những năm 1999 đến 2000 sau đó có cải tạo nâng
cấp không đồng bộ tại một số ít khu vực có phụ tải tăng cao
2.3.3.2. Lưới điện hạ thế

Tổng chiều dài lưới hạ thế là 176,3 (km) trong đó có 32,6 (km) đường
dây 3 pha 0,4kV, và 143,7 (km) đường dây một pha 0,2kV ( lưới 1 pha 3
dây là 19 (km), 1 pha 2 dây 124,7(km) )Với bán kính cấp điện trung bình
800(m) ngắn nhất từ trạm biến áp là 100(m) và bán kính dài nhất khoảng
1000(m) với các chủng loại dây cáp bọc như AV50, AV70, ABC2x95,
ABC2x70, ABC4x95, ABC4x70, …
2.3.3.3. Máy biến áp
Toàn Điện lực quản lý 177 trạm biến áp trong đó có 56 trạm biến áp 3
pha và 121 trạm biến áp 1 pha với 33 máy biến áp 3 pha có công suất máy
P≤400 KVA và 190 máy biến áp 1 pha các loại có công suất từ 15 kVA đến
50 kVA, Tổng công suất máy biến áp đang lưu hành trên toàn hệ thống điện
của điện lực là 13.430 kVA
2.3.4. Lưới điện phân phối Điện lực Cát Tiên
2.3.4.1. Lưới điện trung thế 22kV
Điện lực Cát tiên được cấp điện từ tuyến 474 trạm 110kV Đạ Tẻh qua
ranh giới giao nhận điện năng tại vị trí trụ số 474/92 thuộc tuyến 474 trạm
110KV Đạ Tẻh. Bán kính cấp điện từ vị trí ranh giới đến điểm xa nhất của
lưới điện trung thế là hơn 30km, Chủng loại dây dẫn chủ yếu hiện đang sử
dụng là loại dây trần AC 95, AC 70 và AC 50 , Cũng tương tự như lưới điện
phân phối Điện lực Đạ Tẻh Lưới điện phân phối Cát Tiên cũng được tiếp
nhận từ ban quản lý điện huyện trong những năm 1999 đến 2000 sau đó có
cải tạo nâng cấp không đồng bộ tại một số ít khu vực có phụ tải tăng cao.
2.3.4.2. Lưới điện hạ thế


11

Tổng chiều dài lưới hạ thế là 205,9 (km) trong đó có 47,5 (km) đường
dây 3 pha 0,4kV, và 158,4 (km) đường dây một pha 0,2kV Với bán kính cấp
điện trung bình 800 (m) ngắn nhất từ trạm biến áp là 100 (m) và bán kính dài

nhất khoảng 1.000 (m) với các chủng loại dây cáp bọc như AV50, AV70,
ABC2x95, ABC2x70, ABC4x95, ABC4x70…
2.3.4.3. Máy biến áp
Toàn Điện lực có 180 trạm biến áp trong đó có 55 trạm biến áp 3 pha và
125 trạm biến áp 1 pha với 23 máy biến áp 3 pha có công suất máy P<400
kVA và 121 máy biến áp 1 pha các loại có công suất từ 15 kVA đến 50 kVA,
Tổng công suất máy biến áp đang lưu hành trên toàn hệ thống điện của điện
lực là 10.320kVA
2.4. Tình hình vận hành lưới điện trung thế
Với đặc điểm thời tiết khu vực Đạ Tẻh, Cát Tiên trong năm được chia
thành hai mùa là mùa khô và mùa mưa, mùa khô khéo dài 6 tháng bắt đầu từ
tháng 11 năm trước đến tháng 4 năm sau và mùa mưa là 6 tháng còn lại trong
năm, chính vì đặc thù về thời tiết như vậy cho nên tình hình vận hành lưới
điện phân phối Đạ Tẻh, Cát Tiên với phụ tải cũng có sự thay đổi theo hai
mùa trong năm.
2.4.1. Biểu đồ phụ tải trung bình ngày theo mùa
Dựa trên các phần mềm đo ghi từ xa hiện đang áp dụng tại Công ty để
đọc các thông số vận hành 24 giờ trong ngày của các phát tuyến trung thế
theo mùa và sử dụng các hàm của Exell để tính được công suất tiêu thụ trung
bình giờ trong ngày theo mùa
Ta có biểu đồ phụ tải theo 24 trong ngày mùa khô:
14.00
12.00
10.00
8.00
6.00

4.00

P[MW] TRUNG BÌNH

MÙA KHÔ

Q[MVAR] TRUNG BÌNH
MÙA KHÔ

2.00
0.00
-2.00

Hình 2.1. Biểu đồ phụ tải trung bình lưới điện trung thế mùa khô theo 24
giờ trong ngày


12

Ta có biểu đồ phụ tải theo 24 trong ngày mùa mưa:
12.00
10.00
8.00
P[MW] TRUNG BÌNH MÙA MƯA

6.00

Q[MVAR] TRUNG BÌNH MÙA
MƯA

4.00
2.00

23

21

19

17

15

13

11

09

07

05

-2.00

03

01

0.00

Hình 2.3. Biểu đồ phụ tải trung bình lưới điện trung thế mùa mưa theo 24 giờ
trong ngày
So sánh phụ tải giữa mùa khô và mùa mưa ta có bảng số liệu như

sau:
Bảng 2.13. Chênh lệch phụ tải trung bình giữa mùa khô và mùa mưa
Chênh lệch công suất trung bình các phát tuyến trung
thế giữa mùa khô và mùa mưa
Phát
tuyến
Cao điểm
Bình thường
Thấp điểm
Stt
Trạm
(7 giờ)
(10 giờ)
(7 giờ)
110KV
P
Q
P
Q
P
Q
(MW) (MVar) (MW) (MVar) (MW) (MVar)
1
472
0,51
0,04
0,28
-0,06
0,18
-0,11

2

474

0,03

-0,07

-0,01

-0,11

-0,09

0,01

3

476

0,11

0,05

0,08

0,01

0,02

0,00

0,66

0,01

0,33

-0,16

0,11

-0,11

TỔNG

Nhận xét biểu đồ phụ tải cung cấp điện cho khu vực Đạ Tẻh cát
Tiên:
Phụ tải mùa khô và mùa mưa khu vực Đạ Tẻh Các Tiên là biểu đồ có 02
đỉnh phụ tải với đỉnh phụ tải cao điểm trưa kéo dài (từ 10h đến 11h) và đỉnh
phụ tải cao điểm tối kéo dài (từ 16h đến 20h), Phụ tải có tính chất ổn định ít
có sự biến động theo mùa vụ (phát tuyến có biến động cao nhất giữa hai mùa
là 0,51MW) thể hiện đúng với đặc thù phụ tải trên 80% sản lượng điện


13

thương phẩm sử dụng cho mục đích quản lý tiêu dùng hộ gia đình và có thể
chia biểu đồ phụ tải thành 03 nhóm thời gian như sau:
Phụ tải giờ thấp điểm: từ 23h đến 05h,

Phụ tải giờ bình thường: từ 6h đến 9h; từ 12h đến 15h và từ 21h đến
22 giờ,
Phụ tải giờ cao điểm: từ 10h đến 11h và từ 16h đến 20h.
2.4.2. Tình hình điện áp vận hành
Tình hình điện áp ghi nhận qua chương trình đo ghi từ xa tại đầu các
phát tuyến 22kV đều dao động trong miền +5% điện áp định mức
Với điện áp mô phỏng ở mức +5% phù hợp tình hình vận hành thực tế
thì hầu hết điện áp ở cuối các phát tuyến đều đảm bảo điện áp nằm trong giới
hạn +5% điện áp định mức, chỉ riêng tuyến 474 có điện áp năm trong giới
hạn miền -5% so với định mức và có độ sụt áp khá cao (giảm 1.4kV so với
điện áp đầu phát tuyến và giảm 0.3kV so với điện áp định mức (21.7kV))
Với điều kiện vận hành thực tế hiện nay tất cả các trạm 110kV trên địa bàn
đang điều chỉnh điện áp ở chế độ bằng tay và nếu do chủ quan trong trường
hợp để điện áp đầu thanh cái bằng với điện áp định mức là 22kV thì điện áp
cuối trục chính phát tuyến 472 là 21.8kV và 476 là 21,6kV đảm bảo điện áp
nằm trong giới hạn quy định chỉ riêng tuyến 474 thì điện áp tại vị trí ranh giới
474/92 là 21,4kV và điện áp cuối phát tuyến là 20,6kV (giảm 6.3%) không
đảm bảo điện áp theo quy định
2.4.3. Tình hình bù công suất phản kháng
Hệ số Cosφ của các phát tuyến mùa khô và mùa mưa đều đạt ở mức từ
0,95 đến 1 tuy nhiên qua phân tích dữ liệu đo ghi xa thì có tuyến 472 và 476
có hiện tượng bù dư vào các giờ thấp điểm và tiếu bù vào giờ bình thường và
giờ cao điểm nhưng với giá trị rất nhỏ ở cả mùa khô và mùa mưa còn riêng
đối với tuyến 474 thường xuyên thiếu bù ở cả hai mùa mưa
2.5. Tình hình vận hành lưới điện hạ thế
2.5.1. Tình hình vận hành các TBA như sau:
Theo số liệu báo cáo quản lý kỷ thất đến cuối tháng 9/2017 của Điện lực
Điện áp lớn nhất tại trạm là 240V
Điện áp thấp nhất tại trạm 225V
Tổng số TBA có mức mang tải nhỏ hơn 50% định mức chiếm tỷ lệ 58%

trong tổng số TBA phân phối
Tổng số TBA có mức mang tải từ 50% ÷65% định mức chiếm tỷ lệ 39%
Tổng số TBA có mức mang tải lớn hơn 65% định mức chiếm tỷ lệ 3%
Nấc vận hành MBA thấp nhất là tại nấc 3 và nấc cao nhất là nấc 4


14

2.5.2. Tình hình vận hành đường dây hạ áp
Với đặc thù phụ tải khu vực Đạ Tẻh, Cát Tiên không có sự biến động
lớn theo mùa vụ do thành phần điện thương phẩm dùng cho quản lý và tiêu
dùng chiếm tỷ trọng khá lớn trên 80% sản lượng điện thương phẩm cho nên
lưới điện hạ thế hiện tại đảm bảo cung cấp điện ổn định cho khu vực này, tuy
nhiên kết cấu lưới hạ thế vẫn còn nhiều tồn tại như thiếu sự đồng nhất, tiết
điện dây nhỏ, nhiều chủng loại dây, nhiều đường dây được sử dụng lại dây
thu hồi, nhiều máy biến áp 1 pha công suất nhỏ, vẫn còn tình trạng một số
trạm biến áp thiếu bù…
2.6. Tình hình thực hiện tổn thất điện năng
2.6.1. Cách tính tổn thất báo cáo hiện nay theo phương pháp chốt chỉ số
công tơ
Điện lực đã ứng dụng công nghệ đo ghi từ xa cho tất cả các công tơ đầu
phát tuyến, công tơ tổng trạm
Như vậy với phương pháp này xác định tỷ lệ TTĐN tháng của toàn đơn
vị một cách chính xác hơn, loại bỏ trường hợp tỷ lệ TTĐN các tháng liền kề
có biên độ dao động lớn, đặc biệt loại bỏ trường hợp có tỷ lệ TTĐN tháng có
giá trị âm, Xác định rõ tỷ lệ TTĐN của lưới điện theo từng cấp điện áp để
phân tích, đánh giá TTĐN hàng tháng của đơn vị,
2.6.2. Kết quả tính tính toán tổn thất điện năng theo phương pháp chốt
chỉ số đo ghi từ xa:
Tỷ lệ tổn thất điện năng năm 2016 của điện lực Đạ Tẻh là 4,68%, Cát

Tiên là 7,11%; lũy kế 10 tháng đầu năm 2017 của điện lực Đạ Tẻh là 4,57%,
Cát Tiên là 7,00% và nếu xem toàn bộ phụ tải của Điện lực Cát Tiên là một
phụ tải lớn của Điện lực Đạ tẻh thì tổn thất khu vực Đạ Tẻh, Cát Tiên năm
2016 là 7,69% và lũy kế 10 tháng đầu năm 2017 là 7,42%, điều này cho thấy
tỷ lệ tổn thất điện năng năm sau có dấu hiệu thấp hơn năm trước. Tuy nhiên
tổn thất của khu vực này còn cao hơn nhiều so với mặt bằng chung của Công
ty 6,05% năm 2016 và 5,69% năm 2017. Riêng Điện lực Cát Tiên có tỷ lệ tổn
thất phần trung thế khá cao trên 3,3% năm .
Từ kết quả tổn thất bằng phương pháp chốt chỉ số công tơ đo ghi từ xa
cùng thời điểm ta có sản lượng điện tổn thất trung bình phần lưới điện trung
áp mỗi giờ của các Điện lực như sau:


15

Bảng 2.16. Tổn thất trung bình mỗi giờ phần lưới điện trung áp:
Điện năng tổn thất
Điện năng tổn thất lũy kế
trung bình mỗi giờ
10 tháng 2017 phần lưới
phần lưới điện trung
điện trung thế (kW)
thế (kW)

STT

Điện lực

1

Đạ Tẻh

1.428.905

195,85

2

Cát Tiên

753.763

103.31

Tổng cộng
2.002.668
299,16
Ta có:
Tổn thất điện năng trong năm điện lực Đạ Tẻh:
ΔAnăm = ΔAgiờ *8.760 = 195,85 * 8.760 = 1.715.646(kWh)
Tổn thất điện năng trong năm điện lực Cát Tiên:
ΔAnăm = ΔAgiờ *8.760 = 103,31 * 8.760 = 904.995,6(kWh)
2.6.3. Tính toán tổn thất điện năng lưới điện trung thế theo PSS/ADEPT:
2.6.3.1. Cập nhật sơ đồ lưới điện
2.6.3.2. Cập nhật dữ liệu phụ tải và lập biểu đồ phụ tải theo tình hình vận
hành thực tế
2.6.3.3. Chạy bài toán để tính toán:
2.6.4. Kết quả tính toán tổn thất điện năng lưới điện trung thế theo
PSS/ADEPT:
Vì Chênh lệch phụ tải trung bình giữa mùa khô và mùa mưa nhỏ cho nên

em sử sụng phụ tải trung bình của hai mùa (của năm) để làm cơ sở phục vụ
việc tính toán trên chương trình PSS/ADEPT:
Bảng 2.17. Phụ tải trung bình giữa mùa khô và mùa mưa (trung bình năm)
của Đạ Tẻh và Cát Tiên:
Phụ tải trung bình giữa mùa khô và mùa mưa
Phát
(trung bình năm)
tuyến
Stt
Bình thường (10
Thấp điểm
Trạm
Cao điểm (7 giờ)
giờ)
(7 giờ)
110 kV
P (kW) Q (kVar) P (kW) Q (kVar) P (kW) Q (kVar)
1
472
3.095
250
2.410
120
1.730
-255
2

474

4.535

825

3.445

565

2.525

215

3

476

2.265

215

1.680

115

1.250

-100

9.895

1.290

7.535

800

5.505

-140

TỔNG


16

Trong đó phụ tải trung bình năm của Điện lực Cát Tiên (được xem như
một phụ tải lớn của Đã Tẻh) được tính toán từ các thông số đo ghi từ xa với
biểu đồ phụ tải như sau:
Ta có biểu đồ phụ tải theo 24 trong ngày Cát Tiên:
5.00
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00

P[MW] TRUNG BÌNH NĂM
474/92
Q[MVAR] TRUNG BÌNH NĂM
474/92

Hình 2.14. Biểu đồ phụ tải trung bình lưới điện trung thế theo 24 giờ trong
ngày Cát Tiên
Chạy bài toán toán phân bổ công suất: Load Flow Calculation trên
chường trình PSS/ADEPT theo từng thời điểm ta có tổn thất đường dây và
trạm biến áp của từng phát tuyến với kết quả tính toán tổn thất trung bình mỗi
giờ lưới điện trung thế theo PSS/ADEPT đối với Điện lực Đạ Tẻh là:
188,32kWh
Tổn thất điện năng trong năm: ΔAnăm = ΔAgiờ *8.760
= 188,32 * 8.760
= 1.649.712,77(kWh)
Kết quả tính toán tổn thất trung bình mỗi giờ lưới điện trung thế theo
PSS/ADEPT đối với Điện lực Cát Tiên là 104,82kWh:
Tổn thất điện năng trong năm:
ΔAnăm = ΔAgiờ .8760 = 104,82 * 8760 = 918.223,2 (kWh)
2.6.5. So sánh kết quả tính toán tổn thất điện năng lưới điện trung thế
theo PSS/ADEPT và theo phương pháp chốt chỉ số đo ghi từ xa :
Với kết quả tính toán tổn thất bằng phương pháp chốt chỉ số đo ghi từ
xa cùng thời điểm và nhập số liệu tính toán bằng phần mềm PSS/ADEPT cho
kết quả tương đương nhau (sai lệch không quá lớn ở mức cao nhất 0,11%
tương ứng với sản lượng điện chênh lệch cả năm giữa hai phương pháp là
52.705,6kWh cho cả khu vực. Vì vậy trong đề tài này sử dụng phần mềm
PSS/ADEPT để tính toán lại hiệu quả tổn thất sau khi đề xuất các giải pháp
giảm tổn thất điện năng.
2.7. Kết luận chương 2:


17

Qua phân tích hiện trạng lưới điện, đặc điểm phụ tải và kết quả tính toán
tốn thất điện năng năng bằng phương pháp chốt chỉ số đo ghi từ xa cũng như

mô phỏng tính toán bằng phần mềm PSS/ADEPT lưới điện cho chúng ta thấy
được đặc điểm phụ tải và nguyên nhân chính gây tổn thất lớn đối với Điện
lực Đạ Tẻh và Cát Tiên cụ thể như sau:
Phụ tải khu vực Điện lực Đạ Tẻh và Cát Tiên là phụ tải đặc thù của
nhóm khách hàng quản lý tiêu dùng (chiếm trên 80% sản lượng điện thương
phẩm) ít có biến động theo mùa vụ.
Hệ số công suất toàn hệ thống đảm bảo đúng theo quy định (cosφ≥ 0,9)
tuy nhiên vẫn còn một số trạm biến áp có hệ số công suất thấp hơn quy định
Vẫn còn một số trạm chuyên dùng vận hành quá non tải dưới 10% công
suất định mức trong khi đó có tổn thất không tải của các trạm này khá cao
Lắp đặt và sử dụng các bộ tụ bù cố định trung thế với công suất lớn tại
một vài vị trí chưa hợp lý.
Dây dẫn của lưới điện trung thế đã dược sử dụng lâu năm chất lượng
kém có nhiều mối nối.
Đối với điện lực Cát Tiên: được nhận điện từ ranh giới 474/92 thuộc
tuyến 474 trạm 110kV Đạ Tẻh có bán kính cấp điện khá xa trên 40km có
điện áp tại vị trí ranh giơi thấp, tiết diện dây dẫn nhỏ, sử dụng lâu năm chất
lương kém, chủ yếu là AC50, AC70 Và AC95 dẫn đến điện áp cuối nguồn
càng thấp. Một số trạm biến áp chuyên dùng của khách hàng có tổn thất
không tải lớn nhưng hiện đang sử dụng non tải bán điện qua hệ thống đo
đếm hạ thế.
Với các nguyên nhân chính như vậy, đề tài đề xuất các giải pháp giảm tổn
thất điện năng trên lưới điện phân phối điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên như sau:
CHƯƠNG 3: ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC ĐẠ TẺH,
CÁT TIÊN
3.1. Giải pháp vể mặt tổ chức điều hành
3.1.1. Kiện toàn công tác tổ chức
3.1.2. Kiện toàn công tác quản lý kỷ thuật.
3.1.3. Kiện toàn công tác quản lý vận hành.

3.1.4. Kiện toàn công tác quản lý kinh doanh
3.2. Các giải pháp kỹ thuật
3.2.1. Nâng cao điện áp lưới điện trung thế đảm bảo theo quy định, góp
phẩn giảm tổn thất điện năng bằng thiết bị điều chỉnh điện áp AVR


18

Trong 3 phát tuyến trung thế cung cấp điện cho Điện lực Đạ Tẻh, Cát
Tiên có tuyến 474 với bán kính cấp điện khá xa trên 40 km tiết điện dây dẫn
nhỏ chủ yếu sử dụng dây: AC50, AC70, AC95, cấp điện cho một phần phụ
tải của Điện lực Đạ Tẻh và cả Điện lực Cát Tiên có độ sụt áp cao, có thời
điểm điện áp tại điểm ranh giới 474/92 giảm thấp không đảm bảo theo quy
định, điện áp cuối nguồn thấp, tỷ lệ tổn thất điện năng khá cao.
Ta có điện áp sau khi lắp đặt AVR và tổn thất của phát tuyến này sau:
- Điện áp cuối tuyến 474 tại vị trí 474/368 vào giờ cao điểm là 22.3kV
tăng 0.6kV so với khi chưa gắn AVR đảm bảo điện áp theo quy định và tăng
chất lượng điện năng phục vụ tốt cho việc cấp điện đối với khách hàng.
Tổn thất điện năng giảm trong năm:
ΔAnăm = ΔAgiờ *8760 = 3,78 * 8760 = 33.123,8(kWh)
Với điện nhận dự kiến năm 2017 của Điện lực Cát Tiên là
27.059.760 kWh ta có tỷ lệ % tổn thất giảm là:
%TTgiảm = (ĐNTTgiảm)/(Điện nhận lưới)*100%
=33.123,8/27.059.760=0,122%
3.2.2. Tính toán dung lượng và chọn vị trí bù tối ưu: chạy bài toán CAPO
Analisys
Với kết quả tính toán dung lượng bù và chọn vị trí bù tối ưu, tuyến 474
Điện lực Đạ Tẻh đang thiếu bù tại vị trí 474/92 với dung lượng 300kVar.
Sau khi bố trí dung lượng bù phù hợp Ta có:
Tổn thất điện năng giảm trong một năm:

ΔAnăm = ΔAgiờ .8760 = 1,32 * 8760 = 11.563,2 (kWh)
Với điện nhận dự kiến năm 2017 của Điện lực Đạ Tẻh là 66.365.280
kWh ta có tỷ lệ % tổn thất giảm là:
%TTgiảm = (ĐNTTgiảm)/(Điện nhận lưới)*100%
=11.563,2 /66.365.280 =0,02%
3.2.3. Tính toán dung lượng bù, chọn vị trí bù tối ưu sau khi nâng cao
điện áp bằng thiết bị điều chỉnh điện áp AVR:
Sau khi nâng cao điện áp bằng thiết bị điều chỉnh điện áp AVR và tính
toán dung lượng bù, chọn vị trí bù tối ưu
Điện áp cuối tuyến 474 tại vị trí 474/368 vào giờ cao điểm là 22.6kV
tăng 0,9kV so với trước khi gắn AVR và tăng 0,3kV so với khi chưa bù tối
ưu đảm bảo điện áp theo quy định.
Tổn thất điện năng giảm trong một năm:
ΔAnăm = ΔAgiờ *8760 = 5,94* 8760 = 52.034,4 (kWh)


19

Với điện nhận dự kiến năm 2017 của Điện lực Cát Tiên là 27.059.760
kWh ta có tỷ lệ % tổn thất giảm là:
%TTgiảm = (ĐNTTgiảm)/(Điện nhận lưới)*100%
= 52.034,4/27.059.760 = 0,19%
3.2.4. Hoán chuyển sắp xếp, sang lưới công cộng phù hợp máy biến áp
non tải, quá tải:
Tổn thất điện năng giảm trong năm:
ΔAnăm = ΔAnăm tuyến 472 + ΔAnăm tuyến 474 + ΔAnăm tuyến 474/92 +ΔAnăm tuyến 476
=17.301+16.906,8+40.996,8+36.748=111.952,8(kWh)
Với điện nhận dự kiến năm 2017 của khu vực Điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên
là 66.365.280 kWh ta có tỷ lệ % tổn thất giảm là:
%TTgiảm = (ĐNTTgiảm)/(Điện nhận lưới)*100%

=111.952,8/66.365.280=0,17%
3.2.5. Lắp đặt tụ bù trên lưới hạ áp cho các trạm thiếu bù
Với kết quả tính toán dung lượng cần bù tại từng vị trí trạm biến áp và
chủng loại tụ bù có bán trên thị trường ta có tổng dung lượng bù, số lượng tự
bù theo từng chủng loại và vốn đầu tư như sau:
Bảng 3.9. Tổng hợp dung lượng bù và vốn đầu tư
Loại tụ theo
Công suất bù dự
Stt
Đơn vị
Số lượng
công suất
kiến lắp thêm
1
2,5
kVar
11
27,5
2
5
kVar
21
105
3
15
kVar
9
135
4
20

kVar
3
60
5
30
kVAr
3
90
Tổng công
47
417,5
Suất đầu tư
(đồng/kVar)
70.000
Tổng vốn đầu tư
đồng
29.225.000
Tính toán lại hiệu quả bố trí bù phù hợp ta có điện năng tiết kiệm và các
chỉ tiêu của giải pháp lắp tụ bù hạ áp như sau:
Bảng 3.10. Tổng hợp chỉ tiêu của giải pháp lắp bù hạ áp
Đơn
Stt
Các chỉ tiêu
Giá trị
vị
1
TTĐN 1 năm trước khi bù
kWh
212.991,71
2

TTĐN 1 năm sau khi bù
kWh
104.643,25
3
ĐN tiết kiệm
kWh
108.348,46


20

Stt
4
4
5

Các chỉ tiêu
Giá mua điện
Giá trị làm lợi
Thời gian thu hồi VĐT

Đơn
vị
đ/kWh
đồng
tháng

Giá trị
1.700
184.192.377,4

1,9

Với điện nhận lưới dự kiến năm 2017 của khu vực Điện lực Đạ Tẻh, Cát
Tiên là 66.365.280 kWh ta có tỷ lệ % tổn thất giảm là:
%TTgiảm = (ĐNTTgiảm)/(Điện nhận lưới)*100%
=108.348,46/66.365.280 =0,16%
3.3. Tính toán hiệu quả sau khi áp dụng các giải pháp giảm tổn thất
điện năng
Với lượng điện năng tổn thất giảm trong một năm từ việc áp dụng
các giải pháp nêu trên đã góp phần làm giảm tỷ lệ tổn thất điện năng và làm
lợi về mặt kinh tế của các đơn vị trong một năm như sau:
Giá trị làm lợi do giảm TTĐN: G = ΔAnăm * g (3.6)
g : là giá mua điện bình quân năm 2017 (g = 1.700 đ/kWh).
ΔAnăm :là điện năng tiết kiệm do giảm tổn thất trong năm.
Bảng 3.13. Hiệu quả sau khi áp dụng các giải pháp:1-Tính toán dung lượng
bù, chọn vị trí bù tối ưu; 2-Kết hợp nâng cao điện áp bằng thiết bị điều chỉnh
điện áp AVR và tính toán dung lượng bù, chọn vị trí bù tối ưu
1-Tính toán dung
lượng bù, chọn vị
trí bù tối ưu; 2-Kết Giá
hợp nâng cao điện bán
áp bằng thiết bị
điện
điều chỉnh điện áp bình
Điện nhận dự AVR và tính toán
Giá trị làm
Stt
Đơn vị
quân
kiến năm

lợi/ năm
dung lượng bù,
năm
chọn vị trí bù tối 2017
ưu
(đ/kWh
)
Giảm
%
TTĐN TTĐN
(kWh)
giảm
1

Đạ Tẻh

66.365.280

11.563,2

0,02

1.700

19.657.440

2

Cát Tiên

27.059.760

52.034,4

0,19

1.700

88.458.480

Tổng cộng

66.365.280

63.598,6

0,10

1.700

108.115.920


21

Bảng 3.14. Hiệu quả sau khi áp dụng giải pháp: Hoán chuyển sắp xếp, sang
lưới công cộng phù hợp máy biến áp non tải, quá tải
Hoán chuyển sắp Giá bán
xếp, sang lưới công điện
cộng phù hợp máy bình

Điện nhận dự biến áp non tải,
quân Giá trị làm
quá tải
kiến năm
năm
lợi/ năm
2017
Giảm
% (đ/kWh
TTĐN TTĐN
)
(kWh)
giảm
66.365.280
70.956,0
0,11 1.700 120.625.200

Stt

Đơn vị

1

Đạ Tẻh

2

Cát Tiên

27.059.760

40.996,8

0,15

1.700

69.694.560

Tổng cộng

66.365.280

111.952,8

0,17

1.700

190.319.760

Bảng 3.15. Hiệu quả sau khi áp dụng giải pháp: Lắp đặt tụ bù trên lưới hạ
áp nâng cao hệ số Cosφ
Lắp đặt tụ bù
trên lưới hạ áp
Giá bán
nâng cao hệ số
điện bình
Cosφ
Điện nhận dự

Giá trị làm
quân
kiến năm
lợi/ năm
năm 2017
% (đ/kWh)
Giảm
TTĐ
TTĐN
N
(kWh)
giảm
66.365.280
98.806,5 0,15 1.700
167.970.982

Stt

Đơn vị

1

Đạ Tẻh

2

Cát Tiên

27.059.760

Tổng cộng

66.365.280

9.542,0

0,04

1.700

16.221.400

108.348,5 0,16

1.700

184.192.382


22

Bảng 3.16. Tổng hợp hiệu quả sau khi áp dụng các giải pháp giảm tổn thất
điện năng
Giá bán
điện bình
Giá trị làm
quân
%
lợi/ năm
TTĐN năm 2017

giảm (đ/kWh)

Tổng cộng
Stt

Đơn vị

1 Đạ Tẻh

Điện nhận dự
kiến năm

Giảm
TTĐN
(kWh)

66.365.280

181.326

0,27

1.700

308.253.622

2 Cát Tiên
27.059.760
Khu vực Đạ
3

66.365.280
Tẻh Cát Tiên

102.573

0,38

1.700

174.374.440

283.899

0,43

1.700

482.628.062

3.4. Kết luận chương 3:
Qua kết quả phân tích, nhận định nguyên nhân gây tổn thất cao và đề
xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối khu vực
Điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên trong phạm vi nội dung luận văn này tác giả đã
thực hiện đạt được kết quả hư sau:
Tận dụng được thiết bị điều chỉnh định áp AVR tồn kho trong thời gian
dài chưa có nhu cầu sử dụng để thực nâng cao điện áp cuối nguồn tuyến 474
với chiều dài trên 40km lên 0.9kV đảm bảo điện áp theo quy định và góp
phần làm giảm tổn thất điện năng
Tính toán dung lượng bù, chọn vị trí bù tối ưu đã góp phần làm giảm tổn
thất điện năng lũy kế năm 0.02% đối với Điện lực Đạ Tẻh

Kết hợp nâng cao điện áp bằng thiết bị điều chỉnh điện áp AVR và tính
toán dung lượng bù, chọn vị trí bù tối ưu đã góp phần làm giảm tổn thất điện
năng lũy kế năm 0.19% đối với Điện lực Cát Tiên
Hoán chuyển sắp xếp, sang lưới công cộng phù hợp máy biến áp non tải,
quá tải góp phần làm giảm tổn thất điện năng lũy kế năm 0.17% đối với khu
vực Điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên
Lắp đặt tụ bù trên lưới hạ áp cho các trạm biến áp thiếu bù góp phần làm
giảm tổn thất điện năng lũy kế năm 0.16% đối với khu vực Điện lực Đạ Tẻh,
Cát Tiên
Với các giải pháp trên đã góp phần làm giảm tỷ lệ tổn thất điện năng trên
năm là 0.43% và góp phần làm lợi về mặt kinh tế: 482.628.062 (đồng/năm)
Như vậy, các giải pháp giảm tổn thất điện năng tác giả đề xuất đều có
tính khả thi thực hiện tại đơn vị.


23

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận
Đề tài “Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới phân phối
Điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên” được thực hiện nhằm đề xuất các giải pháp áp
dụng để góp phần làm giảm tổn thất điện năng.
Đề tài đã nghiên cứu chi tiết, cụ thể hiện trạng và tổn thất lưới điện phân
Điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên để đề ra một số các giải pháp áp dụng vào công
tác QLKT, QLVH, QLKD điện năng đối với đơn vị cơ sở trong khâu phân
phối điện là cấp Điện lực trực thuộc Công ty Điện lực tỉnh Lâm Đồng. Kết
quả của đề tài như sau :
1. Khảo sát, thu thập số liệu về công tác quản lý vận hành, quản lý kinh
doanh điện năng hiện nay của Điện lực Đạ Tẻh, Cát Tiên qua hệ thống đo ghi
từ xa và phần mềm quản lý lưới điện. Xác định được tổn thất bằng phương

pháp chốt chỉ số cùng thời điểm qua các công tơ điện tử đo ghi từ xa. Mô
phỏng, xác định các thông số vận hành và tổn thất lưới điện trung thế bằng
chương trình PSS/ADEPT. So sánh kết quả tồn thất điện năng theo hai
phương pháp và đưa ra nhận xét. Phân tích thực trạng lưới điện qua các thông
số vận hành và xác định nguyên nhân gây tổn thất cao . Qua đó xác định
TTĐN hiện đang nằm ở khu vực nào nhằm có giải pháp hợp lý giảm TTĐN
hàng năm.
2. Đề xuất một số giải giảm tổn thất điện năng trên LĐPP. Kết quả các
giải pháp giảm TTĐN đã góp phần làm giảm tỷ lệ tổn thất điện năng trên
năm là 0.43% và góp phần làm lợi về mặt kinh tế: 482.628.062 (đồng/năm)
3. Tại khu vực này, với tốc độ tăng trưởng phụ tải bình quân hàng năm
khoảng 12% thì hiệu quả của đề tài ngoài việc giúp giảm tổn thất điện năng
còn có ý nghĩa lớn trong việc giảm áp lực cung ứng điện. Giúp nghành điện
giảm bớt áp lực vốn đầu tư cải tạo nâng cấp LĐPP và giảm chi phí nhiên liệu
phục vụ phát điện (nước, dầu, khí...).
4. Về môi trường: Việc giảm tổn thất điện năng góp phần bảo vệ môi
trường do giảm lượng khí thải gây hiệu ứng nhà kính (CO2)
2. Kiến nghị:
Đề nghị Công ty Điện lực Lâm Đồng tác động Tổng công ty Điện lực
miền Nam sớm đưa dự án trạm biến áp 110/22kV Cát Tiên vào vận hành đảm
bảo tình hình cung cấp điện ổn định cho khu vực Đạ Tẻh Cát Tiên và các
khách hàng vùng phụ cận thuộc Công ty Điện lực Đồng Nai, Bình Phước trực
thuộc Tông công ty Điện lực miền Nam.