Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố đà lạt

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

LÝ BÙI QUỐC THÁI

NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
THÀNH PHỐ ĐÀ LẠT

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. TRỊNH TRUNG HIẾU

Phản biện 1: TS. TRẦN VINH TỊNH

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, chuyên ngành kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa 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:
Cùng với sự phát triển về kinh tế xã hội của Thành phố Đà Lạt trong những năm
gần đây, một trong những nhiệm vụ trọng tâm của ngành điện là phải đảm bảo lưới
điện vận hành an toàn, tin cậy đó là một thách thức lớn cho Công ty Điện lực Lâm
Đồng nói chung và của Điện lực Đà Lạt nói riêng.
Trong điều kiện nguồn vốn được phân bổ hàng năm để sửa chữa, cải tạo lưới
điện còn hạn chế, chưa đáp ứng được với nhu cầu thực tiễn dẫn đến tổn thất tăng cao
là điều không thể tránh khỏi. Trong khi đó, chỉ tiêu tổn thất điện năng hàng năm phải
thực hiện giảm theo lộ trình nhưng việc giao lộ trình giảm tổn thất điện năng lại
không đề cập đến việc giao nhu cầu vốn để cải tạo nâng cấp lưới điện.
Trước những khó khăn như trên thì việc nghiên cứu, đánh giá tình hình tổn thất
điện năng và đưa ra các giải pháp hữu hiệu để giảm tổn thất điện năng là một việc
làm vô cùng cần thiết.
2. Mục tiêu nghiên cứu:
Phân tích, đánh giá hệ thống lưới điện hiện hữu và đưa ra các giải pháp để giảm
tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối Thành phố Đà Lạt.
3. Phạm vi và đối tượng nghiên cứu:
Phạm vi nghiên cứu: Thực hiện tính toán và đánh giá tình hình tổn thất điện
năng của lưới điện phân phối trung thế thành phố Đà Lạt, từ đó đưa ra các giải pháp
để giảm tổn thất điện năng.
Đối tượng nghiên cứu: lưới điện phân phối 22kV của thành phố Đà Lạt.

4. Phương pháp nghiên cứu:
- Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm
 Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, sách báo, giáo
trình,…về vấn đề tính toán xác định tổn thất công suất và tổn thất điện năng,
điện áp, các giải pháp giảm tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối.
 Phương pháp thực nghiệm: Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán
tổn thất công suất và tổn thất điện năng, từ đó xác định các vị trí bù tối ưu
công suất phản kháng, các điểm mở tối ưu …
- Đánh giá lại hiệu quả sau khi thực hiện các giải pháp giảm TTĐN.
5. Tên đề tài
Căn cứ vào lý do chọn đề tài, phạm vi, đối tượng và phương pháp nghiên cứu,
tôi xin chọn đề tài ‘Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện
phân phối thành phố Đà Lạt’
6. Bố cục luận văn
Luận văn bao gồm 03 chương như sau:
Chương 1: Lưới điện phân phối và các giải pháp giảm tổn thất điện năng.
Chương 2: Tính toán và đánh giá TTĐN lưới điện phân phối Đà Lạt.
Chương 3: Đề xuất các giải pháp giảm TTĐN lưới điện phân phối Đà Lạt.


2

CHƯƠNG 1
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ CÁC GIẢI PHÁP GIẢM
TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
1.1. Vai trò và đặc điểm của lưới điện phân phối
Hệ thống lưới điện phân phối có vai trò quan trọng trong việc cung cấp điện trực
tiếp đến khách hàng sử dụng điện. Trong công xây dựng và phát triển đất nước hiện
nay, việc cung cấp điện năng là một trong những ngành quan tâm hàng đầu của Chính
Phủ nói chung và của Thành Phố nói riêng. Vì vậy để đảm bảo chất lượng điện năng

thì việc nghiên cứu, thiết kế hệ thống lưới điện phân phối là hết sức quan trọng.
Dựa vào kết lưới cơ bản có thể chia lưới điện phân phối ra thành 02 dạng như
sau:
- Lưới điện phân phối trung áp trên không
- Lưới điện phân phối trung áp cáp ngầm
1.2. Tổn thất điện năng và nguyên nhân gây tổn thất
1.2.1. Tổn thất điện năng kỹ thuật
Tổn thất kỹ thuật là lượng điện năng tiêu hao tất yếu trong quá trình truyền tải
và phân phối điện. Trong quá trình truyền tải, phân phối đó máy biến áp, dây dẫn và
các thiết bị trên hệ thống điện có trở kháng tương đối lớn khi dòng điện đi qua gây ra
tổn hao kỹ thuật trên dây dẫn, máy biến áp và thiết bị, ngoài ra còn có tổn hao vầng
quang trong không khí, tổn hao hỗ cảm do dây dẫn đi gần các đường dây khác, tổn
hao điện môi trong tụ điện hoặc trên đường cáp điện.
1.2.2. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật
Tổn thất điện năng phi kỹ thuật hay còn gọi là TTĐN thương mại là phần tổn
thất được gây ra do nhiều nguyên nhân nhưdo chủ quan trong công tác quản lý hệ
thống đo đếm, các sai sót trong nghiệp vụ kinh doanh hoặc do tác động của các hành
vi sai phạm trong sử dụng điện… dẫn đến điện năng bán cho khách hàng đo được qua
hệ thống đo đếm thấp hơn so với điện năng khách hàng sử dụng.
1.3. Cách xác định TTCS và TTĐN trong hệ thống điện
1.3.1. Cách xác định TTCS và TTĐN trên đường dây
1.3.1.1. Tổn thất công suất trên đường dây
∆S = ∆P+j∆Q
1.3.1.2. Tổn thất điện năng trên đường dây
𝑇

∆𝐴 = ∫0 ∆𝑃(𝑡)𝑑𝑡
Trong thực tế, để tính gần đúng ∆A có thể sử dụng phương pháp tính theo thời
gian tổn thất công suất lớn nhất để tính toán tổn thất điện năng
∆𝐴 = ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 × 𝜏

Với τ được xác định gần đúng theo công thức kinh nghiệm thường được dùng
như sau:
𝜏 = (0.124 + 𝑇𝑚𝑎𝑥 × 10−4 ) × 8760 (giờ)


3

1.3.2. Cách xác định TTCS và TTĐN máy biến áp
1.3.2.1. Tổn thất công suất trong máy biến áp
∆𝑆𝑏 = ∆𝑃𝑏 + 𝑗∆𝑄𝑏
Với ∆𝑃𝑏 = ∆𝑃𝑜 + ∆𝑃𝑐𝑢
∆𝑄𝑏 = ∆𝑄𝑜 + ∆𝑄𝑐𝑢
1.3.2.2. Tổn thất điện năng trong máy biến áp
Tổn thất điện năng trong máy biến áp gồm 02 phần:
Tổn thất điện năng không tải ( Abkt): không phụ thuộc vào phụ tải, được xác
định theo thời gian làm việc của máy biến áp.
Tổn thất điện năng trong cuộn dây ( Abcu): phụ thuộc vào tải, xác định theo đồ
thị phụ tải, nếu công suất MBA có đồ thị như phụ tải thì dung Tmax để tính τ.
∆𝐴𝑏𝑘𝑡 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏
∆𝐴𝑏𝑐𝑢 = ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 × 𝜏
Tổng tổn thất trong máy biến áp:
𝑆𝑚𝑎𝑥 2
∆𝐴𝑏 = ∆𝐴𝑏𝑘𝑡 + ∆𝐴𝑏𝑐𝑢 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 × 𝜏 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑁 (
) ×𝜏
𝑆đ𝑚
Với: Tb là thời gian vận hành của máy biến áp
Smax là phụ tải cực đại của máy biến áp
1.4. Các biện pháp giảm tổn thất điện năng
Nhìn chung công tác giảm tổn thất được tiến hành thông qua việc phân tích tổn
thất trong hệ thống, để thiết lập các biện pháp phòng chống tổn thất và đánh giá tác

dụng của các biện pháp này, các giải pháp nhằm thực hiện giảm TTĐN có thể được
tóm gọn như sau:
1.4.1. Nhóm các giải pháp kỹ thuật
- Đầu tư, cải tạo lưới điện.
- Bù kinh tế lưới điện phân phối bằng tụ điện.
- Vận hành kinh tế trạm biến áp.
- Vận hành kinh tế lưới điện trung hạ áp.
1.4.2. Nhóm các giải pháp kinh doanh
- Áp dụng các giải pháp để ngăn ngừa các hành vi gian lận trong sử dụng điện
- Tăng cường công tác quản lý trong khâu kinh doanh điện.
- Tăng cường công tác quản lý hệ thống đo đếm.
1.5. Kết luận chương 1
Giảm tổn thất điện năng là một vấn đề vô cùng cần thiết trong giai đoạn hiện
nay khi mà chỉ tiêu TTĐN đang là một trong những chỉ tiêu quan trọng trong công
tác thi đua khen thưởng hàng năm của các đơn vị quản lý và kinh doanh điện năng, là
thước đo để đánh giá năng suất lao động của một đơn vị.
Giảm tổn thất điện năng chính là nâng cao hiệu suất làm việc của lưới điện,
giảm được chi phí trong khâu phân phối điện đồng nghĩa với việc giảm được giá bán


4

điện cho khách hàng sử dụng điện, mà giá bán điện đang có ảnh hưởng quan trọng
đến giá cả của hầu hết các loại hàng hóa và dịch vụ trên thị trường hiện nay.
Ngoài ra, qua quá trình giảm TTĐN hàng năm đòi hỏi các đơn vị phải tự nâng
cao trình độ trong khâu quản lý vận hành và kinh doanh điện năng, cải tiến và đổi
mới trang thiết bị công nghệ mới, nâng cấp và cải tạo lưới điện để đáp ứng với yêu
cầu đặt ra.
Như vậy việc giảm TTĐN có ý nghĩa vô cùng quan trọng không những đối với
ngành điện mà có ảnh hưởng chung đến toàn nền kinh tế và xã hội của đất nước, góp

phần to lớn vào công cuộc công nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước.


5

CHƯƠNG 2
TÍNH TOÁN VÀ ĐÁNH GIÁ TTĐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐÀ LẠT
2.1. Đặc điểm lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt
2.1.1. Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện
2.1.1.1. Nguồn điện
Lưới điện phân phối Đà Lạt được cấp điện từ 03 trạm nguồn 110/22kV và 10
xuất tuyến như sau:
- Trạm 110/22kV Đà Lạt 1: cấp điện cho các xuất tuyến 472, 474, 476, 478, 480
- Trạm 110/22kV Đà Lạt 2: cấp điện cho các xuất tuyến 471, 473, 475, 477
- Trạm 110/22kV Suối Vàng: cấp điện cho tuyến 474SV
- Ngoài 2 trạm nguồn như trên, lưới điện Đà Lạt được cấp nguồn thêm từ 02
NMTĐ nhở là:
 NMTĐ Suối Vàng, công suất lắp đặt 4,4MW, đấu nối vào cuối tuyến 477.
 NMTĐ Tà Nung, công suất lắp đặt 2.0 MW, đấu nối vào cuối tuyến 478.
2.1.1.2. Khối lượng quản lý lưới điện
(a) Khối lượng đường dây
Tổng khối lượng đường dây trung áp là 333.8km, khối lượng đường dây hạ áp là
559.8 km
(b) Khối lượng trạm biến áp
Tổng số trạm biến áp phân phối là 578 trạm, với tổng số lượng máy biến áp là
682 máy, tổng dung lượng lắp đặt là 171,317.5 (kva), Bảng 2.1 Số lượng trạm biến áp
(c) Khối lượng quản lý tụ bù:
Tổng dung lượng tụ bù là 32,082,5 kvar, trong đó tổng dung lượng bù trung thế
là 2,400 kvar và tổng dung lượng bù hạ thế là 29,682.5kvar.
2.1.2. Tình hình quản lý vận hành lưới điện

Lưới điện phân phối Đà Lạt là lưới điện có nhiều mạch vòng kín nhưng vận
hành ở chế độ thường hở, các xuất tuyến liên kết với nhau bằng các LBS (của trạm
hợp bộ), các dao cách ly liên lạc.


6

2.1.2.1. Trạm 110/22kV Đà Lạt 1
(a) Tuyến 472
(b) Tuyến 474
(c) Tuyến 476
(d) Tuyến 478
(e) Tuyến 480
2.1.2.2. Trạm 110/22kV Đà Lạt 2
(a) Tuyến 471
(b) Tuyến 473
(c) Tuyến 475
(d) Tuyến 477
2.1.2.3. Trạm 110/22kV Suối Vàng
(a) Tuyến 474 SV
2.1.3. Tình hình tăng trưởng và đặc điểm của phụ tải
2.1.3.1. Tình hình tăng trưởng điện thương phẩm
Tốc độ tăng thương phẩm trung bình của thành phố Đà Lạt là 7.13%, tăng mạnh
vào năm 2013, đến năm 2014 thì giảm và có xu hướng tăng trở lại vào năm 2016.
Tính đến tháng 11/2017 tốc độ tăng thương phẩm là 9% so với năm 2016.
2.1.3.2. Đặc điểm phụ tải lưới điện phân phối Đà Lạt
Cơ cấu điện thương phẩm thành phố Đà Lạt được chia ra thành 05 thành phần
phụ tải, tỷ trọng 05 thành phần phụ tải qua các năm theo Bảng 2.6.
Bảng 2.2 Tỷ trọng 05 thành phần phụ tải giai đoạn 2012-2017
10

tháng
Các thành phần phụ
2012
2013
2014
2015
2016 đầu
tải
năm
2017
1.Nông, lâm nghiệp,
thuỷ sản
11.60% 12.00% 13.35% 15.90% 16.59% 17.99%
2.Công nghiệp xây
dựng
15.30% 15.40% 15.79% 14.00% 13.29% 11.94%
3.Thương
nghiệp
dịch vụ
12.80% 13.10% 12.53% 13.00% 13.08% 14.57%
4.Quản lý tiêu dùng
dân cư
51.50% 50.50% 50.38% 49.30% 48.85% 47.13%
5.Hoạt động khác
8.80% 9.00% 7.95% 7.80% 8.19% 8.36%
2.1.4. Tình hình thực hiện công tác giảm TTĐN
2.1.4.1. Các phương pháp chốt chỉ số để tính toán TTĐN đang áp dụng tại đơn vị
(a) Công thức tính toán xác định TTĐN
AĐLi = AĐLi nhận - AĐLi giao

7

AĐLi% =

AĐLi /(AĐLi nhận - AĐLi OTT) x 100%

Trong đó:
 AĐli là tổng TTĐN của Điện lực i.
 AĐLi% là tỷ lệ TTĐN của Điện lực i.
 AĐLi nhận là tổng điện nhận của Điện lực i.
 AĐLi giao là tổng điện giao của Điện lực i.
 AĐLi OTT là tổng điện năng nhận giao ngay không gây TTĐN không được
tính vào điện năng để xác định tỷ lệ TTĐN trên lưới điện. Điện năng này
được xác định bằng tổng các sản lượng điện năng đơn vị nhận rồi giao luôn
cho khách hàng hoặc các đơn vị khác trên cùng một cấp điện áp tại cùng một
trạm biến áp giao nhận điện năng.
Hiện nay tại Điện lực đang thực hiện song song 02 phương pháp chốt chỉ số để
tính toán TTĐN hàng tháng như sau:
(b) Phương pháp truyền thống (hình bình hành)
(c) Phương pháp mới (hình chữ nhật)
2.1.4.2. Kết quả thực hiện tỷ lệ TTĐN qua các năm
(a) Kết quả giảm TTĐN từ năm 2012-2016
Tỷ lệ TTĐN giảm mạnh trong giai đoạn từ 2012 đến 2014 và bắt đầu tăng trở lại
vào năm 2016
2.1.5. Đánh giá tình hình thực hiện các giải pháp giảm TTĐN đang được triển
khai tại đơn vị
Hiện đơn vị đang thực hiện các giải pháp giảm TTĐN theo định hướng chung
của Công ty Điện lực Lâm Đồng và Tổng công ty Điện lực miền Nam, tùy vào tình
hình cụ thể từng đơn vị để lựa chọn giải pháp thực hiện cho phù hợp. Nhưng nhìn

chung có thể phân ra thành 4 nhóm giải pháp chính như sau:
2.1.5.1. Các giải pháp tổ chức:
2.1.5.2. Các giải pháp quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành:
2.1.5.3. Các giải pháp đầu tư lưới điện:
2.1.5.4. Các giải pháp kinh doanh:
2.1.5.5. Nhận xét chung
Tóm lại, để có các giải pháp giảm TTĐN hiệu quả và phù hợp với tình hình thực
tế tại đơn vị thì việc đánh giá và tính toán TTĐN đúng với tình hình thực tế là vô
cùng cần thiết.
Để công tác phân tích đánh giá được chính xác thì đòi hỏi số liệu thu thập được
từ các công tác quản lý kỹ thuật, vận hành và kinh doanh phải đúng với tình hình thực
tế. Điều đó đòi hỏi đơn vị phải nâng cao năng lực quản lý, kiểm soát chặt chẽ dữ liệu
để tránh các sai sót dẫn đến việc đánh giá nhận định không đúng trọng tâm.
Việc tính toán TTĐN đúng sẽ khắc phục được một số hạn chế của công tác chốt
chỉ số, để từ đó công tác nhận định đánh giá và đưa ra các giải pháp giảm TTĐN sẽ
đúng trọng tâm và hiệu quả hơn.


8

2.2. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT
2.2.1. Khái quát chung về phần mềm
2.2.2. Các chức năng phân tích, tính toán của chương trình PSS/ADEPT
2.2.2.1. Tính toán phân bố công suất:
Phần mềm PSS/ADEPT tính toán phân bố công suất cho ta kết quả của điện áp,
dòng điện, công suất, tổn thất công suất kW/KVAr dưới dạng tổng hoặc từng pha ở
từng nút trong hệ thống, dòng công suất của từng đoạn dây- thiết bị đóng cắt, máy
biến thế,... tại các thời điểm khác nhau trong ngày và tại các thời điểm tải max hoặc
tải min. Các kết quả này được thể hiện dưới dạng bảng hoặc trực tiếp trên sơ đồ lưới
điện.

2.2.2.2. Tính toán xác định điểm dừng tối ưu:
Chức năng TOPO (Tie Open Point Optimization) sẽ phân tích, tính toán, định
hình hệ thống hình tia để có tổn thất công suất tác dụng nhỏ nhất, đóng khóa để hình
thành mạng vòng trong hệ thống, tách riêng điện kháng trong mạng vòng và giải hệ
thống điện, mở khóa mạng vòng với dòng nhỏ nhất. TOPO thực hiện cho đến khi quá
trình mở khoá cũng giống như quá trình đóng khoá.
2.2.2.3. Tính toán xác định vị trí bù tối ưu:
Chức năng CAPO giúp xác định vị trí đặt tụ bù trên lưới sao cho kinh tế nhất
(nghĩa là sao cho số tiền tiết kiệm được từ việc đặt tụ bù lớn hơn số tiền phải bỏ ra để
lắp đặt tụ bù).
2.3. Tính toán tổn thất trung thế cho lưới điện phân phối Đà Lạt bằng chương
trình PSS/ADEPT
2.3.1. Xây dựng biểu đồ đặc trưng đầu xuất tuyến
2.3.1.1. Phương pháp xây dựng
Thực hiện thống kê dữ liệu vận hành đầu các xuất tuyến 22kV với thời gian
thống kê là 01 năm.
Từ số liệu đã thống kê được, thực hiện tính giá trị Ptb và Qtb cho từng giờ, để xây
dựng được biểu đồ phụ tải 24h/ngày cho 01 năm.
2.3.1.2. Biểu đồ phụ tải các xuất tuyến
Biểu đồ phụ tải của các xuất tuyến được biểu diễn theo Hình 2.3 đến Hình 2.12
2.3.1.3. Biểu đồ phụ tải theo mùa
Hình 2.13 Biểu đồ phụ tải theo mùa
2.3.2. Xây dựng biểu đồ đặc trưng cho các nhóm phụ tải
2.3.2.1. Phương pháp xây dựng:
(a) Phân nhóm phụ tải
Các nhóm tải bao gồm:
- Nhóm 1: Nông, lâm nghiệp
- Nhóm 2: Công nghiệp, xây dựng
- Nhóm 3: Thương nghiệp, dịch vụ
- Nhóm 4: Quản lý, tiêu dùng dân cư

9

- Nhóm 5: Các hoạt động khác
(b) Xây dựng biểu đồ đặc trưng cho các nhóm tải
Thực hiện thống kê dữ liệu vận hành và tính toán giá trị Ptb cho các TBA giống
như phương pháp xây dựng đồ thị đặc trưng đầu xuất tuyến với thời gian lấy dữ liệu
vận hành của các TBA là 01 tháng, thực hiện lấy dữ liệ năm, xây dựng biểu đồ phụ tải đặc trưng riêng cho từng nhóm phụ tải đã cho
kết quả tính toán TTĐN trên chương trình PSS/ADEPT gần đúng với tình hình
TTĐN lưới điện trung thế thành phố Đà Lạt.
Do chương trình tính toán dựa trên các giá trị xác lập, còn tình hình vận hành
lưới điện thực tế thì thay đổi liên tục, vì vậy để tính toán chính xác cho từng trường
hợp, từng thời điểm là một việc hết sức khó khăn, phức tạp và mất rất nhiều thời gian.
Như vậy, kết quả tính toán trên PSS/ADEPT không thể làm cơ sở cho việc tính
toán chính xác giá trị TTĐN để phục vụ cho công tác báo cáo chỉ số TTĐN hàng
tháng. Tuy nhiên, kết quả tính toán trên chương trình PSS/ADEPT có thể được dùng
làm cơ sở để so sánh, đối chiếu với số liệu qua công tác chốt chỉ số báo cáo, để từ đó
đưa ra các đánh giá, khoanh vùng khu vực TTĐN và định hướng đưa ra các giải pháp
giảm TTĐN.


12

CHƯƠNG 3
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐÀ LẠT.
3.1. Tính toán phương thức vận hành cơ bản tối ưu bằng chức năng TOPO
3.1.1. Nhận định phương thức kết lưới hiện hữu:
Kết lưới vận hành lưới điện Đà Lạt tương đối phức tạp, một xuất tuyến có nhiều

điểm liên kết lưới với các xuất tuyến khác.
Có sự phân bố công suất chưa đồng đều giữa các xuất tuyến, trong khi qua vận
hành nhiều năm, phụ tải có nhiều biến động, lưới điện được đầu tư sữa chữa hàng
năm nhưng phương thức vận hành vẫn chưa có sự thay đổi.
3.1.2. Thực hiện tính toán kết lưới tối ưu
3.1.2.1. Trình tự thực hiện tính toán
3.1.2.2. Kết quả tính toán
Các vị trí kết lưới mới theo Bảng 3.1, sơ đồ kết lưới mới theo Hình 3.2.
Tổn thất công suất và tỷ lệ TTĐN các xuất tuyến sau khi thay đổi kết lưới theo
Bảng 3.2
Hiệu quả giảm TTCS là 75.32kW, tỷ lệ TTĐN giảm 0.19% chi tiết theo Bảng
3.3
Bảng 3.1 Vị trí kết lưới mới sau khi chạy bài toán TOPO
Trạng thái
Vị trí kết lưới hiện hữu
Liên kết
đóng cắt
Stt
tuyến
mới sau khi
Thiết bị đóng cắt
Trạng thái
TOPO
1
471-472
Re E1-26
Mở
Đóng
2
471-472

LTD 471/67
Đóng
Mở
3
471-474
LTD E42/29/9/2
Mở
Không đổi
4
474-473
LTD 473/47
Mở
Không đổi
5
475-478
LBS NVC-TKT
Mở
Đóng
6
475-478
LBS TKT-E46
Đóng
Mở
7
475-475
LBS TT-HS
Mở
Đóng
8
475-475

LBS Gofl3-HS
Đóng
Mở
9
475-475
LBS TN-DLLAN
Mở
Đóng
10
475-475
LBS TN-BTX
Đóng
Không đổi
11
475-475
LBS PNL-VCBANK
Đóng
Mở
12
475-475
LBS KSDC-RMULAND Đóng
Mở
13
475-477
LBS PDP-E36
Mở
Đóng
14
475-477
LBFCO PHANDPHUNG Đóng

Mở
15
475-477
LBS HT-HBT
Mở
Đóng
16
475-477
LBS HBT-LSPT
Đóng
Mở


13

Liên kết
tuyến

Stt
17
18
19
20
21

476-475
476-475
476-475
478-480
478-480

Vị trí kết lưới hiện hữu
Thiết bị đóng cắt

Trạng thái

LBS DH-CXDH
LBS DH-VNCHN
LBS DH-BTX
Lèo E16/71/21
LTD E16-21

Mở
Mở
Mở
Mở
Đóng

Trạng thái
đóng cắt
mới sau khi
TOPO
Không đổi
Không đổi
Đóng
Đóng
Mở

Bảng 3.2 Tỷ lệ TTĐN tính tại trên các xuất tuyến sau khi thay đổi kết lưới
P

A
Xuất
Tỷ lệ TTĐN
tuyến
Ptb(kW) A (kWh)
(kW)
(kWh)
(%)
471
472
473
474
475
476
477
478
480
474SV
Tổng
cộng

606

5,311,845

6.40

56,028

1.05%

5,943

52,063,965

135.34

1,185,573

2.28%

1,021

8,945,712

9.64

84,454

0.94%

2,269

19,873,520

12.92

113,194

0.57%

4,090

35,826,575

49.66

435,056

1.21%

5,876

51,469,380

62.86

550,644

1.07%

5,750

50,371,460

94.50

827,829

1.64%

9,538

83,555,316

120.37

1,054,444

1.26%

2,850

24,963,445

38.29

335,460

1.34%

1,067

9,344,000

10.34

90,619

0.97%

39,010

341,725,218 540.33

4,733,301

1.39%


14

Bảng 3.3 Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau TOPO
Tổn thất công suất (kW)
Ttỷ lệ TTĐN (%)
Xuất
Lưới
Lưới
Sau khi
Hiệu
Sau khi
Hiệu
tuyến
hiện
hiện
tính Topo quả
tính Topo
quả
hữu
hữu

471
54.07
6.40 47.67 2.51%
1.05% -1.45%
472
102.34
135.34 33.00 2.32%
2.28% -0.04%
473
9.64
9.64 0.00 0.94%
0.94% 0.00%
474
12.92
12.92 0.00 0.57%
0.57% 0.00%
475
133.35
49.66 83.69 1.76%
1.21% -0.54%
476
14.48
62.86 48.38 0.81%
1.07% 0.26%
477
107.19
94.50 12.69 1.70%
1.64% -0.05%
478
157.32

120.37 36.95 1.46%
1.26% -0.20%
480
14.00
38.29 24.30 0.83%
1.34% 0.52%
474SV
10.34
10.34 0.00 0.97%
0.97% 0.00%
615.65
540.33 75.32 1.57%
1.39% -0.19%
Tổng
3.1.2.3. Hiệu quả kinh tế
Sau khi thực hiện tính toán kết lưới tối ưu thì tổng sản lượng TTĐN tiết kiệm
được trong 01 năm là : Agiảm=8760 x Pgiảm=8760 x 75.32= 659,829 kWh
Giá trị làm lợi do giảm TTĐN: G = A * g (với g là giá điện bình quân năm
2017)
G = 659,829*1,700= 1,121,708,876 (đ)
3.2. Tính toán bù tối ưu cho lưới điện trung thế Đà Lạt bằng chức năng CAPO
3.2.1. Hiện trạng công tác bù:
(a) Hệ số công suất trung bình đầu xuất tuyến
Nhìn chung, hệ số công suất trung bình đầu các xuất tuyến có giá trị khá cao,
đều lớn hơn 0.97, chi tiết theo Bảng 3.4
Bảng 3.4 Hệ số công suất trung bình đầu xuất tuyến
Xuất
Cosφtb_Xtuyen
tuyến
472

0.9735
474
0.9916
476
0.9787
478
0.9869


15

Xuất
Cosφtb_Xtuyen
tuyến
480
0.9796
471
0.9944
473
0.9897
475
0.9888
477
0.9905
474SV
0.9806
(b) Tình hình thực hiện công tác bù từng xuất tuyến:
Toàn đơn vị có 08 bộ tụ bù trung thế, với tổng dung lượng bù 2.4MVAr, hiện tại
chỉ đang vận hành 04 bộ, các xuất tuyến đang lắp tụ bù: 471, 472, 477, 478. Các vị trí
lắp này chủ yếu là ở các vị trí lưới nổi, còn hầu hết các khu vực có lưới điện ngầm

đều không lắp đặt tụ bù.
3.2.2. Thực hiện tính toán bù tối ưu bằng chức năng CAPO
3.2.2.1. Trình tự thực hiện tính toán
3.2.2.2. Kết quả tính toán
Sau khi thực hiện tính toán bằng chức năng CAPO cho các sơ đồ kết lưới mới
thì chỉ có 02 xuất tuyến được lắp tụ bù, vị trí lắp đặt theo Bảng 3.6.
Tổn thất công suất và tỷ lệ TTĐN các xuất tuyến sau khi tính toán bù tối ưu theo
Bảng 3.7
Hiệu quả giảm TTCS là 6.11kW, tỷ lệ TTĐN giảm 0.02% chi tiết theo Bảng 3.8
Bảng 3.6 Vị trí bù tối ưu sau khi sau khi chạy bài toán CAPO
Lưới hiện hữu (sau
Thời gian hoạt
Sau khi CAPO
khi TOPO)
động
STT Tuyến
Vị trí lắp
Vị trí lắp
Loại tụ
Loại tụ
đặt
đặt
1

471

không
472/E1/200

2

472

không
Cố định
Ứng
động

471/109

2 bộ cố
định

471/109

-01 bộ vận hành
2 bộ ứng từ 6h đến 23h
động
-01 bộ vận hành
từ 8h đến 21h

471/93
3

473

không

không

4

474

không

không

5

475

không

không

24h/ngày


16

Lưới hiện hữu (sau
Sau khi CAPO
khi TOPO)
Vị trí lắp
Vị trí lắp
Loại tụ
Loại tụ
đặt
đặt

STT

Tuyến

6

476

7

477

8

478

9

480

không

không

10

474SV

không

không

không

Thời gian hoạt
động

không

477/E35/51 Cố định E35/44/38 Ứng động
Ứng
478/E19/11
không
động

8h đến 21h

Bảng 3.7 Tỷ lệ TTĐN tính tại trên các xuất tuyến sau khi bù tối ưu
P
A
Xuất
Tỷ lệ TTĐN
tuyến
Ptb(kW) A (kWh)
(kW)
(kWh)
(%)
471
606

5,311,845
6.40
56,028
1.05%
472
5,937
52,006,003 129.40 1,133,502
2.18%
473
1,021
8,945,712
9.64
84,454
0.94%
474
2,269
19,873,520
12.92
113,194
0.57%
475
4,090
35,826,575
49.66
435,056
1.21%
476
5,876
51,469,380
62.86

550,644
1.07%
477
5,750
50,371,460
94.33
826,372
1.64%
478
9,538
83,555,316 120.38 1,054,488
1.26%
480
2,850
24,963,445
38.29
335,460
1.34%
474SV
1,067
9,344,000
10.34
90,619
0.97%
Tổng
cộng
39,003 341,667,256 534.23 4,679,818
1.37%
Bảng 3.8 Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau khi bù
Tổn thất công suất

Tỷ lệ TTĐN (%)
(kW)
Trước
Xuất
Trước
khi
tuyến
Sau
Tăng khi tính Sau
Tăng
tính
khi bù giảm
bù tối khi bù
giảm
bù tối
ưu
ưu
471
6.40
6.40
0.00 1.05% 1.05%
0.00%
472
135.34 129.40 -5.94 2.28% 2.18% -0.10%
473
9.64
9.64
0.00 0.94% 0.94%
0.00%

17

Xuất
Tổn thất công suất
Tỷ lệ TTĐN (%)
tuyến
(kW)
474
12.92 12.92
0.00 0.57% 0.57%
0.00%
475
49.66 49.66
0.00 1.21% 1.21%
0.00%
476
62.86 62.86
0.00 1.07% 1.07%
0.00%
477
94.50 94.33 -0.17 1.64% 1.64%
0.00%
478
120.37 120.38
0.00 1.26% 1.26%
0.00%
480
38.29 38.29
0.00 1.34% 1.34%

0.00%
474SV
10.34 10.34
0.00 0.97% 0.97%
0.00%
540.33 534.23 -6.11 1.39% 1.37% -0.02%
Tổng
3.2.2.3. Hiệu quả kinh tế
Sau khi thực hiện tính toán bù tối ưu thì tổng sản lượng TTĐN tiết kiệm được
trong 01 năm là : Agiảm=8760 x Pgiảm=8760 x 6.11= 53,483 kWh
Giá trị làm lợi do giảm TTĐN: G = 53,483*1,700 = 90,921,865(đ)
Tổng chi phí để thực hiện di dời tụ là 46,800,000(đ), chi tiết Bảng 3.9
Bảng 3.9 Chi phí di dời tụ bù
Chi phí di dời
Dung lượng
Loại tụ
cho 1 KVAR
Số bộ
Tổng chi phí
tụ (KVAR)
(đ)
Ứng động
36,000
300
3
32,400,000
Cố định
24,000
300
2

14,400,000
3.3. Duy trì điện áp vận hành ở mức 23.1kV
Để đánh giá đúng mức hơn về ảnh hưởng của điện áp đối với TTĐN lưới điện
phân phối Đà Lạt cần phải tiến hành tính toán lại tình hình tổn thất công suất ứng với
điện áp đầu thanh cái chỉ đạt +104%Udm (UTC=22.88kV), kết quả tính toán theo
Bảng 3.10
Bảng 3.10 Tỷ lệ TTĐN ứng với điện áp tại thanh cái bằng 104% định mức
Tổn thất công suất (kW)
Tỷ lệ TTĐN (%)
Xuất
UTC=
UTC=104%
UTC=105% UTC=104% +/- tỷ
tuyến
105%
+/- P
Udm
Udm
Udm
lệ (%)
Udm
471
6.40
6.46
0.06
1.055%
1.065% 0.010%
472
135.34
137.35

2.01
2.287%
2.321% 0.034%
473
9.64
9.72
0.08
0.944%
0.952% 0.008%
474
12.92
13.12
0.20
0.570%
0.578% 0.009%
475
49.66
49.66
0.00
1.214%
1.214% 0.000%
476
62.86
63.65
0.79
1.070%
1.083% 0.013%
477
94.03
94.03

0.00
1.635%
1.635% 0.000%
478
114.30
116.26
1.96
1.198%
1.219% 0.021%


18

Tổn thất công suất (kW)
Tỷ lệ TTĐN (%)
Xuất
UTC=
UTC=104%
UTC=105% UTC=104% +/- tỷ
tuyến
105%
+/- P
Udm
Udm
Udm
lệ (%)
Udm
480
38.29
38.85

0.56
1.344%
1.363% 0.020%
474SV
10.34
10.49
0.15
0.970%
0.984% 0.014%
533.79
539.60
5.81
1.369%
1.384% 0.015%
Tổng
Với kết quả tính toán sơ bộ như trên có thể thấy đối với lưới điện Đà Lạt, việc
giảm điện áp vận hành đầu thanh cái trạm 110/ 22kV từ 23.1kV về 22.88kV thì tổn
thất công suất tăng 5.81, tương ứng làm tăng 0.015% tỷ lệ TTĐN. Qua đó có thể thấy
việc giữ ổn định điện áp vận hành ở mức 23.1kV góp vai trò quan trọng trong công
tác giảm TTĐN hàng năm.
3.4. Giải pháp san tải
3.4.1. Khả năng san tải
Do có thay đổi về điều kiện vận hành, nên 02 xuất tuyến có khả năng san tải để
giảm TTĐN là tuyến 478 và 480 Đà Lạt.
3.4.2. Kết quả tính toán sau khi san tải
Sơ đồ kết lưới mới sau san tải cho tuyến 478 theo Hình 3.2, tuyến 480 theo Hình
3.3
Tổn thất công suất và tỷ lệ TTĐN các xuất tuyến sau khi san tải theo Bảng 3.11
Hiệu quả giảm TTCS là 6.11kW, tỷ lệ TTĐN giảm 0.02% chi tiết theo Bảng
3.12

Bảng 3.11 Tỷ lệ TTĐN tính tại trên các xuất tuyến sau khi san tải
P
A
Xuất
Tỷ lệ TTĐN
tuyến
Ptb(kW) A (kWh)
(kW)
(kWh)
(%)
471
606
5,311,845
6.40
56,028
1.05%
472
5,937
52,006,003 129.40 1,133,502
2.18%
473
1,021
8,945,712
9.64
84,454
0.94%
474
2,269
19,873,520
12.92

113,194
0.57%
475
4,090
35,826,575
49.66
435,056
1.21%
476
5,876
51,469,380
62.86
550,644
1.07%
477
5,750
50,371,460
94.33
826,372
1.64%
478
8,349
73,137,851
97.90
857,625
1.17%
480
1,919
16,814,455
28.28

247,732
1.47%
474SV
1,067
9,344,000
10.34
90,619
0.97%
Tổng
cộng
36,884 323,100,801 501.74 4,395,227
1.36%


19

Bảng 3.12 Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau khi san tải
Tổn thất công suất
Tỷ lệ TTĐN (%)
(kW)
Xuất
Trước
Sau
Trước
Sau
tuyến
Tăng
Tăng
khi
khi

khi san
khi
giảm
giảm
san tải san tải
tải
san tải
471
6.40
6.40
0.00 1.05% 1.05%
0.00%
472
129.40 129.40
0.00 2.18% 2.18%
0.00%
473
9.64
9.64
0.00 0.94% 0.94%
0.00%
474
12.92 12.92
0.00 0.57% 0.57%
0.00%
475
49.66 49.66
0.00 1.21% 1.21%
0.00%
476

62.86 62.86
0.00 1.07% 1.07%
0.00%
477
94.33 94.33
0.00 1.64% 1.64%
0.00%
478
120.38 97.90 -22.47 1.26% 1.17% -0.09%
480
38.29 28.28 -10.01 1.34% 1.47%
0.13%
474SV
10.34 10.34
0.00 0.97% 0.97%
0.00%
534.23 501.74 -32.49 1.37% 1.36% -0.01%
Tổng
3.4.3. Hiệu quả kinh tế
Sau khi thực hiện san tải thì tổng sản lượng TTĐN tiết kiệm được trong 01 năm
là: Agiảm=8760 x Pgiảm=8760 x 32.49= 284,590 kWh
Giá trị làm lợi do giảm TTĐN: G = 284,590*1,700 = 483,803,850(đ)
3.5. Giải pháp về đầu tư lưới điện
Thực hiện đầu tư nâng cấp tiết diện đường dây trục chính tuyến 472, đoạn từ trụ
E1/56 đến E1/82 có chiều dài 1.5km với mức mang tải cao điểm gần 3.5MW.
Có 03 phương án để thực hiện nâng cấp đường dây đoạn từ 472/E1/56 đến
472/E1/82:
- Phương án 1: nâng cấp lên thành dây 3AC120+95
- Phương án 2: nâng cấp lên thành dây 3AC150+120
- Phương án 3: nâng cấp lên thành dây 3AC185+120

Hiệu quả giảm TTĐN trung áp trên tuyến 472 của các phương án theo Bảng
3.13


20

Bảng 3.13 Hiệu quả của các phương án đầu tư
P
A
giảm
Thời
Loại
Chi phí
được giảm
Chiều
Chi phí
Tổng chi
gian
dây
làm lợi
sau
được
dài
nâng cấp
phí cần
thu
nâng
khi cho 01 năm đầu
(km) cho 1km (đ) nâng cấp (đ)
hồi

cấp
tiên
nâng
năm
vốn
cấp (kWh)
(kW)
AC 120 1.5 232,779,858 350,333,687 3.840 33,638 57,185,280 6.13
AC 150 1.5 258,542,106 389,105,869 4.815 42,179 71,704,980 5.43
AC 185 1.5 300,062,312 451,593,780 5.527 48,417 82,309,325 5.49
Theo kết quả tính có thể chọn phương án 2 và 3 để thực hiện đầu tư. Tuy nhiên,
theo mục tiêu chung của toàn Công ty, các tuyến trục chính hiện nay khi thực hiện
nâng cấp đều phải thực nâng cấp với tiết diện nhỏ nhất là AC185, như vậy chọn
phương án 3 là phương án để đầu tư.
Sau khi thực hiện đầu tư, tổn thất công suất trên tuyến sẽ giảm 5.527 kW, tỷ lệ
TTĐN tuyến 472 sau khi thực hiện đầu tư là 2.09%, chi tiết theo Bảng 3.14
Bảng 3.14 Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau khi đầu tư
Tổn thất công suất (kW)
Tỷ lệ TTĐN (%)
Xuất
Trước
Sau
Trước
Sau
Tăng
Tăng
tuyến
khi đầu
khi
khi đầu

khi
giảm
giảm
tư
đầu tư
tư
đầu tư
471
6.40
6.40
0.00 1.05% 1.05%
0.00%
472
129.40 123.87 -5.53 2.18% 2.09% -0.09%
473
9.64
9.64
0.00 0.94% 0.94%
0.00%
474
12.92 12.92
0.00 0.57% 0.57%
0.00%
475
49.66 49.66
0.00 1.21% 1.21%
0.00%
476
62.86 62.86
0.00 1.07% 1.07%

0.00%
477
94.33 94.33
0.00 1.64% 1.64%
0.00%
478
97.90 97.90
0.00 1.17% 1.17%
0.00%
480
28.28 28.28
0.00 1.47% 1.47%
0.00%
474SV
6.40
6.40
0.00 1.05% 1.05%
0.00%
501.74 496.21 -5.53 1.36% 1.35% -0.01%
Tổng
Sản lượng TTĐN tiết kiệm được trong 01 năm là:
Agiảm=8760 x Pgiảm=8760 x 5.527= 48,417 kWh
Giá trị làm lợi do giảm TTĐN: G = 48,417 *1,700 = 82,309,325(đ)
Tổng giá trị đầu tư là 451,593,780 (đ) với thời gian thu hồi vốn là 5.49 năm


21

3.6. Hiệu quả sau khi áp dụng các giải pháp giảm TTĐN
3.6.1. Hiệu quả giảm tỷ lệ TTĐN

Tổng tỷ lệ TTĐN giảm được sau khi áp dụng các giải pháp là 0.23%, chi tiết tỷ
lệ TTĐN các xuất tuyến theo Bảng 3.15
Bảng 3.15 Tỷ lệ TTĐN của các xuất tuyến sau khi áp dụng các giải pháp giảm TTĐN
Tỷ lệ TTĐN
Xuất
Sau khi
Lưới
Sau khi Sau khi Sau khi
tuyến
tính
Hiệu quả
hiện hữu
Capo
San Tải
đầu tư
Topo
471
2.51%
1.05%
1.05%
1.05%
1.05%
-1.45%
472
2.32%
2.18%
2.09%
2.28%
2.18%
-0.23%

473
0.94%
0.94%
0.94%
0.94%
0.94%
0.00%
474
0.57%
0.57%
0.57%
0.57%
0.57%
0.00%
475
1.76%
1.21%
1.21%
1.21%
1.21%
-0.54%
476
0.81%
1.07%
1.07%
1.07%
1.07%
0.26%
477
1.70%

1.64%
1.64%
1.64%
1.64%
-0.05%
478
1.46%
1.26%
1.17%
1.26%
1.17%
-0.29%
480
0.83%
1.34%
1.47%
1.34%
1.47%
0.65%
474SV
0.97%
0.97%
0.97%
0.97%
0.97%
0.00%
1.57%
Tổng
1.39%
1.37%

1.36%
1.35%
-0.23%
3.6.2. Hiệu quả kinh tế
Tổng sản lượng TTĐN tiết kiệm được trong 01 năm sau khi áp dụng các giải
pháp giảm TTĐN là 1,046,320 kWh, tổng giá trị làm lợi trong 01 năm do giảm
TTĐN là 1,778,743,916 (đ), chi tiết hiệu quả từng giải pháp theo Bảng 3.16
Bảng 3.16 Hiệu quả kinh tế các giải pháp giảm TTĐN
Sản lượng tổn thất
Giá trị làm lợi do
Stt
Nội dung giải pháp
giảm được trong 1
giảm tổn thất (đ)
năm (kWh)
Giải pháp kết lưới tối
659,829
1,121,708,876
1 ưu
2 Giải pháp bù tối ưu
53,483
90,921,865
3 Giải pháp san tải
284,590
483,803,850
Giải pháp đầu tư lưới
48,417
82,309,325
4 điện
Tổng cộng

1,046,320
1,778,743,916
3.7. Kết luận chương 3
Từ kết quả tính toán TTĐN cho lưới điện hiện hữu, kết hợp với các thông tin về
công tác quản lý vận hành lưới điện, đề tài đã nhận định được nguyên nhân và đề


22

xuất các giải pháp thực hiện để giảm TTĐN mang tính khả thi cao, dễ áp dụng vào
thực tiễn cho lưới điện Đà Lạt, các giải pháp cụ thể đó là:
- Thay đổi phương thức vận hành của các xuất tuyến có liên kết mạch vòng nhằm
giảm TTCS, đồng thời giảm được điện nhận đầu nguồn của các xuất tuyến đang
mang tải cao như tuyến 475, tuyến 478…
- Tối ưu các vị trí lắp đặt tụ bù trung áp.
- San tải, rút ngắn bán kính cấp điện cho xuất tuyến 478 và 480.
- Nâng cấp tiết diện dây dẫn cho xuất tuyến đang có tỷ lệ TTĐN trung áp cao
nhất tại đơn vị.
Kết quả sau khi thực hiện các giải pháp đã giảm được 1,046,320 kWh sản lượng
TTĐN trong 1 năm, tương ứng với số tiền làm lợi là 1,778,743,916 đồng. Tỷ lệ
TTĐN sau khi thực hiện các giải pháp là 1.35%, giảm 0.23% so với trước khi thực
hiện các giải pháp.


23

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận:
Đề tài ‘Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân
phối thành phố Đà Lạt’ được thực hiện nhằm nghiên cứu và đề xuất các giải pháp

để nâng cao hiệu quả vận hành cho lưới điện phân phối Thành phố Đà Lạt, kết quả
nghiên cứu của đề tài như sau:
Trên cơ sở thống kê dữ liệu thông số vận hành lưới điện, công tác quản lý vận
hành và công tác quản lý kinh doanh đã phân nhóm được các trạm biến áp theo
thành phần phụ tải, xây dựng được biểu đồ đặc trưng của từng xuất tuyến và
của từng nhóm phụ tải để phục vụ cho công tác tính toán TTĐN trên chương
trình PSS/ADEPT sau này.
Qua kết quả tính toán đã khoanh vùng được các khu vực có TTĐN cao nhằm
đưa ra các giải pháp giảm TTĐN phù hợp với tình hình thực tế tại đơn vị.
Đề xuất một số giải pháp giảm TTĐN phù hợp, dễ triển khai ứng dụng vào thực
tiễn. Kết quả các giải pháp giảm TTĐN đề xuất mang lại hiệu quả giảm sản
lượng TTĐN khoảng 1,046,320 kWh/năm.
2. Kiến nghị
(a) Kiến nghị Điện lực Đà Lạt:
- Triển khai áp dụng các giải pháp đã đề xuất để áp dụng vào công tác giảm
TTĐN năm 2018 cho Điện lực Đà Lạt.
- Sử dung phân nhóm phụ tải và đồ thị phụ tải của từng nhóm tải mà đề tài đã xây
xựng cho việc tính toán TTĐN lưới điện phân phối của thành phố Đà Lạt.
- Trong giai đoạn từ năm 2018-2020 nên tập trung vào đầu tư các công trình
giảm TTĐN vào lưới điện hạ áp, vì hiện tại tỷ lệ TTĐN trung áp tại đơn vị đang
khá thấp, việc đầu tư vào lưới điện trung áp sẽ mang lại hiệu quả không cao.
(b) Kiến nghị Công ty Điện lực Lâm Đồng
- Nhằm phục vụ cho công tác tính toán TTĐN trên phần mềm PSS/ADEPT được
chính xác hơn so với phương pháp đang áp dụng hiện nay, đề nghị Công ty
Điện lực Lâm Đồng cho triển khai cách thức thu thập dữ liệu và lập đồ thì phụ
tải đặc trưng cho từng nhóm phụ tải và thực hiện tính toán của đề tài cho các
Điện lực trực thuộc còn lại.
- Triển khai hoàn thiện công tác lắp đặt thiết bị thu thập thông tin đo ghi xa cho
các TBA còn lại.
- Đề xuất với Tổng công ty Điện lực miền Nam đồng bộ dữ liệu đo ghi xa của

các chương trình hiện có thành một chương trình duy nhất, để công tác thu thập
và phân tích dữ liệu được thuận tiện hơn.
- Trên cơ sở dữ liệu đã được tích hợp từ các chương trình để xây dựng các chức
năng cảnh báo vận hành nhằm giảm thiểu được thời gian và nhân lực cho các


24

công tác như: ghi chỉ số, đo tải đường dây hạ áp và TBA hàng tháng. Từ đó
tăng cường đầu tư thời gian và nhân lực cho công tác xử lý các tồn tại trong
công tác quản lý và vận hành lưới điện.
- Đẩy nhanh tiến độ thi công các công trình sửa chữa lớn, cải tạo lưới điện nhằm
nâng cao được hiệu quả giảm TTĐN trong năm thực hiện đầu tư.