Nghiên cứu đánh giá thực trạng và đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng cho lưới điện huyện Lệ Thủy

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHẠM ANH VĂN

NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ THỰC TRẠNG VÀ
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG CHO LƯỚI ĐIỆN HUYỆN LỆ THỦY

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2019


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. NGÔ VĂN DƯỠNG

Phản biện 1: TS. LÊ ĐÌNH DƯƠNG

Phản biện 2: TS. LÊ HỮU HÙNG

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ
kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 22
tháng 12 năm 2018

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:

- Trung tâm Học liệu và Truyền thông Trường Đại học Bách khoa
Đại học Đà Nẵng
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – Đại học Đà Nẵng.


1

MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Năng lượng, đặc biệt là điện năng đóng vai trò quan trọng trong quá trình phát
triển kinh tế xã hội. Quá trình truyền tải và phân phối điện năng đến hộ sử dụng làm
phát sinh tổn thất điện năng khá lớn, đây là một bộ phận cấu thành chi phí quan trọng
của giá điện.
Như vậy, giải pháp giảm tổn thất điện năng là một trong những mục tiêu hàng
đầu của ngành điện Việt Nam nhằm giảm giá thành điện năng. Giảm tổn thất điện
năng còn là một biện pháp quan trọng mang lại hiệu quả kinh tế cao không chỉ đối
với ngành điện mà còn đối với toàn xã hội. Tỷ lệ tổn thất điện năng phụ thuộc vào
đặc tính của lưới điện, phụ tải, khả năng cung cấp của hệ thống và công tác quản lý
vận hành, kinh doanh điện năng trên hệ thống điện.
Trong những năm gần đây nhu cầu về điện tăng cao, trong khi đó hệ thống lưới
điện đã vận hành lâu năm, xây dựng chắp vá chưa theo kịp quy hoạch bởi nhiều lý do
khác nhau nên chưa đáp ứng được yêu cầu về chất lượng cung cấp điện dẫn đến tổn
thất điện năng cao. Do vậy, cần thiết phải tính toán đưa ra các giải pháp giảm tổn thất
tối ưu nhằm đáp ứng yêu cầu cung cấp điện an toàn, ổn định, liên tục và chất lượng
tốt để phục vụ chính trị, an ninh quốc phòng, phát triển kinh tế xã hội và nhu cầu sinh
hoạt của nhân dân cả tỉnh nói chung và trên địa bàn huyện Lệ Thủy nói riêng.
* Tính cấp thiết của đề tài:
Việc phân tích đánh giá tình hình tổn thất và các giải pháp khắc phục đã và đang
là vấn đề cấp bách và lâu dài đối với hệ thống điện nước ta, nhất là khi vấn đề kinh
doanh điện năng đang đứng trước ngưỡng cửa của thị trường điện cạnh tranh.

Để hoàn thành mục tiêu giảm tổn thất điện năng xuống còn 4,3% vào năm 2020
mà EVNCPC đã đề ra trong chương trình giảm tổn thất điện năng giai đoạn 20162020, thì vấn đề giảm tổn thất điện năng đã trở thành mục tiêu quan trọng hàng đầu
của trong các năm tiếp theo của EVNCPC.
Tại Công ty Điện lực Quảng Bình, tổn thất điện năng trong năm 2017 là 6,28%,
giảm sâu so với những năm trước đây, nhưng vẫn còn có nhiều vấn đề cần giải quyết
để giảm tổn thất điện năng. Theo lộ trình, chỉ tiêu tổn thất mà EVNCPC đã giao cho
Công ty Điện lực Quảng Bình năm 2018 là 5,75% và đến năm 2020 xuống 5,0%, còn
đối với Điện lực Lệ Thủy thì Công ty Điện lực Quảng Bình giao năm 2018 là 4,78 và
đến 2020 là 4,5. Trước các yêu cầu thực tiễn nêu trên, vấn đề giảm tỷ lệ tổn thất điện
năng nhằm góp phần nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh đối với Công ty Điện lực
Quảng Bình và Điện lực Lệ Thủy nói riêng là một trong những vấn đề trọng tâm
trong giai đoạn trước mắt và lâu dài.
Trên đây là lý do học viên chọn đề tài “Nghiên cứu đánh giá thực trạng và đề
xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng cho lưới điện huyện Lệ Thủy” cho luận
văn tốt nghiệp của mình.


2

2. Mục đích nghiên cứu
Mục đích của luận văn là nghiên cứu cơ sở lý thuyết, sử dụng một số phần mềm
ứng dụng (CMIS3, MDMS, PSS/ADEPT) để phân tích tổn thất hiện tại trên LĐPP
của huyện Lệ Thủy.
Đề xuất một số giải pháp giảm tổn thất điện năng một cách hữu hiệu nhằm giúp
Lệ Thủy triển khai thực hiện hiệu quả hơn trong công tác giảm tổn thất điện năng
trong những năm tiếp theo
Đề tài sẽ sử dụng phần mềm tính toán lưới điện PSS/ADEPT và tính toán tổn
thất lưới điện hạ thế chia ra mùa mưa và mùa khô để kiểm tra tính chính xác và áp
dụng vào thực tế.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

a. Đối tượng nghiên cứu:
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài là các phương pháp tính toán tổn thất công
suất, tổn thất điện năng trên lưới phân phối và các giải pháp giảm tổn thất điện năng
trong công tác quản lý vận hành lưới điện phân phối.
- Phần mềm PSS/ADEPT và mô hình tính toán tổn thất lưới điện hạ thế chia ra
mùa mưa và mùa khô.
b. Phạm vi nghiên cứu:
- Phạm vi nghiên cứu của đề tài: lưới điện trung áp khu vực huyện Lệ Thủy.
4. Phương pháp nghiên cứu
Kết hợp lý thuyết với thực nghiệm
* Phương pháp nghiên cứu lý thuyết:
- Nghiên cứu cơ sở lý thuyết về tính toán tổn thất công suất và điện năng trên
lưới phân phối
- Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới phân phối.
* Điều tra, thu thập dữ liệu:
- Tìm hiểu về đặc điểm kinh tế xã hội và kết cấu lưới điện hiện trạng trên địa
bàn khu vực Lệ Thủy.
- Thu thập dữ liệu và các thông số vận hành thực tế của lưới điện phân phối do
Điện lực Lệ Thủy quản lý qua chương trình DSPM, SPIDER, CMIS3.0...
* Xử lý số liệu:
- Phân tích dữ liệu phụ tải để xây dựng các dạng đồ thị phụ tải điển hình phục vụ
bài toán tính tổn thất công suất bằng phần mềm PSS/ADEPT.
* Tính toán mô phỏng:
- Phân tích các chỉ số TTĐN của thực tế đang vận hành so với tổn thất tính
toán.
- Tính toán các pháp nhằm giảm TTĐN lưới điện phân phối Điện lực Lệ Thủy
- tỉnh Quảng Bình bằng các modul LOAD FLOW, CAPO, TOPO của phần mềm
PSS/ADEPT.

3

5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Giảm TTĐN là nhiệm vụ trọng tâm của ngành Điện, được tập trung chỉ đạo thực
hiện, với các chỉ tiêu, nhiệm vụ cụ thể cho từng Đơn vị thành viên. Mục tiêu này nằm
trong nỗ lực chung của ngành Điện cũng như các đơn vị thành viên nhằm nâng cao
hiệu quả hoạt động SXKD của doanh nghiệp, đáp ứng các yêu cầu cấp bách mà Tập
đoàn Điện lực Việt Nam yêu cầu với Tổng Công ty Điện lực Miền Trung.
Với việc nghiên cứu của đề tài đặt trọng tâm vào việc phân tích, tính toán, đánh
giá và đưa ra các giải pháp giảm TTĐN. Đề tài sẽ góp phần quan trọng trong công tác
giảm TTĐN của Điện lực Lệ Thủy - Công ty Điện lực Quảng Bình, góp phần nâng
cao chất lượng điện năng, đóng góp chung vào sự phát triển kinh tế - xã hội của đất
nước.
6. Cấu trúc của luận văn
Đề tài được phân thành 4 chương với các nội dung như sau:
Chương 1: Tổng quan về tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện lực Lệ
Thủy - Tỉnh Quảng Bình.
Chương 2: Các phương pháp tính toán tổn thất điện năng của lưới điện phân
phối.
Chương 3: Tính toán tổn thất điện năng lưới điện phân phối hiện trạng của Điện
lực Lệ Thủy.
Chương 4: Các giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối
Điện lực Lệ Thủy - Tỉnh Quảng Bình.
Kết luận và kiến nghị


4

CHƯƠNG 1 : TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN

PHỐI ĐIỆN LỰC LỆ THỦY - TỈNH QUẢNG BÌNH
1.1. TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH SXKD ĐIỆN LỰC LỆ THỦY.
Điện lực Lệ Thủy là một trong 7 điện lực thuộc Công ty Điện lực Quảng Bình,
trực thuộc Tổng Công ty Điện lực Miền Trung (EVNCPC), thực hiện nhiệm vụ sản
xuất kinh doanh điện năng trên địa bàn huyện Lệ Thủy - tỉnh Quảng Bình, với mục
tiêu đảm bảo cung cấp điện chất lượng, ổn định cho các hoạt động kinh tế - xã hội, an
ninh - quốc phòng trên địa bàn của huyện.
1.2. THỰC TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC LỆ THỦY.
1.2.1. Tổn thất điện năng hiện trạng
* Tổn thất chung:
- Điện giao, nhận: Sản lượng điện năng giao, nhận giữa Điện lực với Công ty
được chốt vào 0h00 ngày 01 hàng tháng thông qua hệ thống đo xa.
- Thương phẩm của các khách hàng trong 1 tháng được ghi theo lịch chốt chỉ số
công tơ do Tổng Công ty Điện lực miền Trung phê duyệt từ cuối năm kế hoạch trước.
Sản lượng tiêu thụ được ghi từ một ngày nhất định của tháng trước đến cùng ngày
của tháng sau.
- Tổn thất điện năng chung lũy kế 10 tháng 2017 là 6,11%.
- Tổn thất điện năng chung lũy kế 10 tháng 2018 là 5,75%, giảm so với cùng kỳ
0,36%.
* Tổn thất theo các cấp điện áp:
* Tổn thất cấp điện áp 22kV:
* Phân tích:
- Đối với lưới điện 22 kV: trong năm 2017, lưới điện trung thế do Điện lực Lệ
Thủy quản lý không có cải tạo, nâng cấp về tiết diện, phương thức vận hành, chỉ một
số đường dây được đưa vào SCL thay thế dây trần bằng dây bọc nên tỷ lệ tổn thất
giảm không đáng kể. Ngoài ra, do 110 TBA được lắp DSPM nên chuyển giờ chốt
phiên 1 hàng tháng từ 9h về 0h hàng ngày. Điều này làm hụt 101.876 kWh, tương
đương 0,15%.
- Đối với lưới điện 0,4 kV: nhờ các công trình XDCB, cải tạo lưới điện trong

năm 2017; thay thế 7.858 công tơ điện tử các loại; công tác kiểm tra lưới điện, cân
pha, san tải… được thực hiện thường xuyên nên tỷ lệ TTĐN giảm khá sâu.
1.2.2. Công tác quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành để giảm TTĐN
* Tiến độ lắp tụ bù năm 2018:
Năm 2018 Điện lực chỉ có kế hoạch bù hạ thế, không có bù trung thế. Tiến độ sẽ
lắp lên lưới trong tháng 12/2018.
Tổng dung lượng bù hạ thế năm 2018: 33 cụm với tổng dung lượng 970kVAr.
* Tình hình vận hành lưới điện năm 2017 và 10 tháng đầu năm 2018:


5

Công suất tải: Pmax, Pmin; số lượng các đường dây, trạm biến áp mang tải cao/
thấp. Toàn Điện lực có 08 xuất tuyến trung thế chính:
* Điện áp:
* Độ tin cậy cung cấp điện:
Qua số liệu thống kê ở bảng 1.7 trong cuốn toàn văn cho thấy: các chỉ số về độ
tin cậy tăng cao so với năm trước, tuy nhiên bản chất do năm nay hệ thống SCADA
đi vào hoạt động nên 100% số sự cố được ghi nhận đầy đủ về trung tâm điều khiển so
với trước đây các sự cố máy cắt tự đóng lại nên số liệu lịch sử trước khi có trung tâm
điều khiển thường không truy xuất đầy đủ. Thực tế, theo ghi nhận của Điện lực Lệ
Thủy thì sự cố năm 2018 đã giảm nhiều so với trước.
1.2.3. Công tác quản lý kinh doanh, kiểm tra sử dụng điện để giảm TTĐN
- Khối lượng công tơ mua bán điện tới thời điểm 31/10/2018: Tổng số công tơ
42.848 cái. Công tơ 1 pha 40.619 cái, công tơ 3 pha 1.961cái, trong đó:
+ Công tơ điện tử 1 pha 24.454 cái.
+ Công tơ điện tử 3 pha 1 biểu giá 1101 cái.
+ Công tơ điện tử 3 pha nhiều biểu giá 252 cái.
1.3. CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC LỆ THỦY

1.3.1. Tổn thất công suất trên lưới điện phân phối.
Tổn thất công suất bao gồm tổn thất công suất tác dụng và tổn thất công suất
phản kháng. Tổn thất công suất phản kháng do từ thông rò và gông từ trong các máy
biến áp và cảm kháng trên đường dây. Tổn thất công suất phản kháng chỉ làm lệch
góc và ít ảnh hưởng đến tổn thất điện năng. Tổn thất công suất tác dụng có ảnh hưởng
đáng kể đến tổn thất điện năng. Mỗi phần tử của lưới điện có đặc điểm riêng, do đó
tổn thất trong chúng là không như nhau, chúng ta chỉ xét các quá trình xảy ra với lưới
phân phối có cấp điện áp 22kV trở xuống.
1.3.2. Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối
Tổn thất điện năng trên lưới điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình
truyền tải và phân phối điện khi tải điện từ ranh giới giao nhận đến các hộ tiêu thụ
điện. Tổn thất điện năng còn được gọi là điện năng dùng để truyền tải và phân phối
điện. Trong hệ thống điện, tổn thất điện năng phụ thuộc vào đặc tính của mạch điện,
lượng điện truyền tải, khả năng của hệ thống và vai trò của công tác quản lý.
Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối bao gồm tổn thất điện năng phi kỹ
thuật (tổn thất thương mại) và tổn thất điện năng kỹ thuật:
1.3.2.1. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật (tổn thất thương mại)
1.3.2.2. Tổn thất điện năng kỹ thuật
- Tính toán phương thức vận hành không hợp lý, để xảy ra sự cố để dẫn đến phải
sử dụng phương thức vận hành bất lợi dẫn đến tổn thất điện năng cao. Vận hành
không đối xứng liên tục dẫn đến tăng tổn thất trên dây trung tính, dây pha và cả trong
máy biến áp, đồng thời cũng gây quá tải ở pha có dòng điện lớn.


6

- Chế độ sử dụng điện không hợp lý: Công suất sử dụng của nhiều phụ tải có sự
chênh lệch quá lớn giữa giờ cao điểm và thấp điểm gây khó khăn cho công tác vận
hành.
1.4. KẾT LUẬN

Giảm TTĐN bao gồm các biện pháp giảm tổn thất kỹ thuật và giảm tổn thất phi
kỹ thuật. Việc đầu tư phát triển mới nguồn điện, lưới điện, cải tạo nâng cấp lưới điện,
đổi mới phương thức quản lý sản xuất kinh doanh, ... nhằm thực hiện tốt công tác
giảm TTĐN trên toàn hệ thống, đảm bảo hàng năm đều giảm tỷ lệ tổn thất xuống
thấp hơn kế hoạch, đảm bảo chất lượng điện năng cung cấp, tất cả đều nhằm mục tiêu
nâng cao hiệu quả kinh tế hệ thống.
Mức độ TTĐN kỹ thuật lớn hay nh tuỳ thuộc vào cấu trúc lưới điện, chất lượng
thiết bị và phương thức vận hành hệ thống điện. Tổn thất thương mại phụ thuộc vào
cơ chế, năng lực quản lý hành chính, hệ thống đo đếm và ý thức của người sử dụng.
Qua phân tích có thể thấy thực hiện tốt công tác giảm TTĐN sẽ mang lại giá trị làm
lợi to lớn, ảnh hưởng đáng kể về mặt kinh tế và góp phần giảm áp lực cung cấp điện
trong điều kiện hiện nay.
Từ các thông số và số liệu thực hiện giảm TTĐN trên lưới điện phân phối khu
vực Lệ Thủy cho thấy tổn thất vẫn đang ở mức khá cao. Vì vậy cần nghiên cứu các
giải pháp cụ thể để áp dụng nhằm giảm TTĐN cho khu vực này.


7

CHƯƠNG 2 : CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1. CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN
THẤT ĐIỆN NĂNG
2.1.1. Vai trò, ý nghĩa của bài toán xác định TTCS, TTĐN.
2.1.1.1. Tính toán, phân tích TTCS và TTĐN trong quản lý vận hành hệ
thống cung cấp điện
Lưới điện được xây dựng trên cơ sở bài toán quy hoạch thiết kế, các phần tử của
lưới được lựa chọn đồng thời trong cơ sở đảm bảo của yêu cầu kinh tế - kỹ thuật. Tuy
nhiên trong quá trình vận hành, do sự biến động của phụ tải theo thời gian làm cho

các thông số lưới thiết kế không còn phụ hợp, dẫn đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật
của lưới có thể không đạt được mong muốn.
2.1.1.2. Những tồn tại trong các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN
a. Đặc điểm tính toán TTCS và TTĐN trong các bài toán quy hoạch thiết kế
và các bài toán quản lý vận hành
b. Lựa chọn và xây dựng phương pháp tính toán TTCS và TTĐN
2.1.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS và TTĐN trong hệ thống cung
cấp điện
2.1.2.1. Quan hệ giữa các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN
Có hai nội dung khi phân tích tổn thất, tính toán TTCS và TTĐN đều cùng phải
lựa chọn cách tính thích hợp, tính toán đúng TTCS chỉ mới là điều kiện cần để có thể
tính được TTĐN. Sự phụ thuộc phi tuyến (gần như bậc hai) giữa tổn thất công suất
với trị số công suất phụ tải làm cho việc xác định tổn thất điện năng tương đối phức
tạp, để đạt độ chính xác cao cần phải có thêm các thông tin về biểu đồ vận hành, các
đặc trưng của phụ tải và cách xử lý tính toán.
2.1.2.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS
Mỗi phần tử của hệ thống có đặc điểm riêng, do đó tổn thất trong chúng là
không giống nhau, bằng phương pháp tính toán sẽ xác định được TTCS trong từng
phần tử, trong phần này chỉ xét các quá trình xảy ra với lưới phân phối có cấp điện áp
35kV trở xuống tổn thất chủ yếu do t a nhiệt hoặc quá trình biến đổi điện từ gây nên.
a. Đường dây tải điện
b. Máy biến áp
c. Thiết bị bù
d. Ảnh hưởng của nhiệt độ
e. Ảnh hưởng của sự thay đổi phụ tải khi có độ lệch điện áp đến TTCS
f. Ảnh hưởng của thay đổi cấu trúc và phương thức vận hành
2.1.2.3. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTĐN
Chúng ta biết rằng TTCS có ảnh hưởng trực tiếp lớn nhất đến TTĐN, do đó các
yếu tố ảnh hưởng đến TTCS đều ảnh hưởng đến TTĐN. Ngoài ra TTĐN còn phụ

8

thuộc vào biến đổi phụ tải, đặc tính của các hộ tiêu thụ điện, cấu trúc lưới và phương
thức vận hành. Việc sử dụng các giải pháp kỹ thuật cũng như khuyến khích kinh tế
trong vấn để sử dụng điện năng đối với các phụ tải như: quản lý nhu cầu điện năng,
mua bán điện bằng công tơ nhiều giá, tính toán, điều khiển tối ưu phương thức vận
hành… sẽ cho phép giảm đáng kể TTĐN trong mạng điện.
a. Biểu đồ phụ tải và các yếu tố ảnh hưởng đến TTĐN trong HTĐ
b. Độ chính xác trong tính toán TTĐN trong điều kiện vận hành
2.1.3. Tính toán tổn thất công suất trong quản lý vận hành
2.1.3.1. Cơ sở phương pháp
2.1.3.2. Phương pháp giải và các chương trình tính toán
Hình 2.1 là sơ đồ khối các bước tính toán của phép lặp Newton trong các
phương trình tình toán.

Hình 2.1 Sơ đồ thuật toán của phương pháp Newton.
2.1.3.3. Xác định TTCS trong điều kiện vận hành bằng chương trình tính
toán
2.1.4. Tính toán tổn thất điện năng trong hệ thống điện
- Nhiều điểm tải còn thiếu thiết bị đo, thiết bị đo không phù hợp với phụ tải.


9

- Số chủng loại đồng hồ đo rất đa dạng với nhiều mức sai số khác nhau, đó là
chưa nói đến việc chỉnh định đồng hồ đo chưa chính xác, hoặc không thể chính xác
do chất lượng điện không đảm bảo.
Do vậy, ta phải áp dụng các phương pháp tính toán tổn thất kỹ thuật của lưới
điện phân phối.

Hiện nay có nhiều phương pháp tính toán tổn thất điện năng. Mỗi phương pháp
đặc trưng bởi những thông số tính toán ban đầu. Vậy nên lựa chọn phương pháp tính
toán nào mà thông số tính toán ban đầu dễ thu thập, kết quả tính toán chính xác cao,
là một nghiên cứu cần thiết.
2.1.4.1. Phương pháp tích phân đồ thị
Phương pháp này có độ chính xác cao, nhưng khó thực hiện. Trong tính toán
thực tế để tăng độ chính xác không sử dụng đồ thị phụ tải năm mà sử dụng đồ thị phụ
tải ngày đặc trưng. Việc tính toán TTĐN không đảm bảo được chính xác, vì trong hệ
thống luôn có sự thay đổi thường xuyên và không thường xuyên của những ngày
khảo sát.
2.1.4.2. Phương pháp dòng điện trung bình bình phương
Giá trị các đại lượng τ, Tmax được xác định phụ thuộc vào tính chất của phụ tải
hoặc qua các số liệu thống kê. Phương pháp này chỉ đúng khi chúng ta xác định chính
xác các giá trị trên. Phương pháp này thường được dùng để tính TTĐN cho lưới điện
phân phối, cho kết quả gần đúng.
2.1.4.3. Phương pháp thời gian tổn thất
Trong biểu thức trên, trị số của Imax và R dễ dàng tìm được, chỉ cần xét cách
xác định τ là có thể tính được ∆A. τ được xác định nhờ mối quan hệ giữa Tmax và
cosφ. Có nhiều phương pháp để xây dựng mối quan hệ τ = f(Tmax, cosφ).
Tuy nhiên các công thức trên chỉ là gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm cận
hoá, sử dụng trong điều kiện vận hành là không hợp lý. Phương pháp này được dùng
chủ yếu trong thiết kế mạng điện khu vực với giả thiết biết trước Imax và cos .
2.1.4.4. Phương pháp đường cong tổn thất
a. Đặt vấn đề:
b. Tính toán TTĐN bằng phương pháp đường cong tổn thất
c. Đường cong tổn thất công suất trong lưới điện
Một phương thức vận hành tương ứng với một cấu trúc, một phương án điều
khiển đã lựa chọn thì các đặc trưng tổn thất cũng có thể coi là xác định. Có thể xét
đường cong quan hệ:
P = f(P )

Tính chính xác của đường cong hay nói đúng hơn là độ phù hợp của đường cong
với thực tế phụ thuộc vào mức độ đầy đủ của các thông tin có được. Cần lưu ý rằng
điểm khởi đầu của đường cong tổn thất không đi qua gốc tọa độ, bởi ngay cả khi
không tải trong lưới điện đã tồn tại một lượng tổn hao không tải nhất định.


10

d. Phương pháp tính toán để xây dựng đường cong tổn thất
Để xây dựng được các đường cong tổn thất phải tiến hành tính toán phân bố
công suất cho lưới cung cấp điện với nhiều giá trị khác nhau về công suất của phụ tải.
Sau khi kết thúc quá trình tính toán, ta xây dựng đường cong tổn thất cho lưới
cung cấp điện có thể giải tích hóa đường cong bằng các phép xấp xỉ, tiệm cận.
e. Ứng dụng của đường cong tổn thất trong thiết kế, vận hành
- Trị số TTCS lớn nhất Pmax
- Thời gian TTCS lớn nhất (tính theo số giờ trong năm).
A
365
Pmax

- Tỷ lệ TTCS lớn nhất tính theo phần năm : P%min.
2.1.4.5. Phương pháp tính toán theo thực tế của EVN
Phần tính toán chế độ vận hành hiện tại được thực hiện bằng cách chạy trào lưu
công suất cho phương thức vận hành cơ bản hiện tại của LĐPP đơn vị cần tính, kết
quả thu được về công suất và tổn thất công suất các xuất tuyến.
2.2. PHẦN MỀM PSS/ADEPT VÀ CÁC BÀI TOÁN TÍNH TOÁN
2.2.1. Giới thiệu chương trình PSS/ADEPT
Khi tính toán thiết kế lưới phân phối, do yêu cầu độ chính xác không cao người
ta thường sử dụng phương pháp gần đúng khi tính phân bổ công suất cũng như tổn
thất trong mạng theo điện áp định mức. Cách tính này không thể sử dụng để phân tích

tổn thất các lưới điện cụ thể khi vận hành, nhất là khi muốn đánh giá hiệu quả tối ưu
của các giải pháp kỹ thuật tác động vào lưới điện khi xét đến sụt áp của lưới, hiệu quả
của việc điều chỉnh điện áp, hiệu quả của các phương tiện bù. Đối với lưới phân phối
số lượng đường dây, máy biến áp khá lớn. Do đó cần phải lựa chọn phần mềm tính
toán đủ mạnh cho phép tính với số lượng biến lớn và phù hợp có thể xét đến đầy đủ
các yếu tố để tạo nên độ chính xác th a đáng đối với lưới phân phối.
2.2.1.1. Tính toán về phân bố công suất (Load Flow)
Hệ thống điện được đề cập ở đây có thể là hệ thống ba pha, hai pha hay một pha
và tất cả đều được thể hiện dưới hình thức sơ đồ một pha nhưng chúng đầy đủ thông
tin cho lưới ba pha.
2.2.1.2. Tính toán điểm mở tối ưu (TOPO)
Phần mềm PSS/ADEPT cung cấp một trình con để xác định điểm mở tối ưu của
mạch kín trong lưới điện phân phối sao cho tổn thất công suất trong mạng là bé nhất
(TOPO).
Bắt đầu với một lưới điện hình tia, TOPO sẽ đóng một khoá điện trong tập các
khoá điện mở để tạo thành một mạch vòng kín. Một bài toán phân bố tối ưu công suất
sẽ được thực hiện trên mạch vòng này để xác định việc mở khóa nào là tốt nhất và
chuyển mạng điện trở về lại dạng lưới điện hình tia. Quá trình này sẽ kết thúc cho đến


11

khi xét hết khoá điện trong tập các khoá điện mở, lúc này trình con TOPO sẽ kết thúc.
Cấu trúc lưới điện cuối cùng sẽ là cấu trúc có tổn thất công suất tác dụng bé nhất.

Hình 2.2 Thuật toán xác định điểm mở tối ưu (TOPO)
TOPO xuất ra giá trị tổn thất công suất ban đầu và tổn thất công suất sau cùng
của mạng điện và số tiền tiết kiệm được trong một năm từ việc giảm TTCS đó.
2.2.1.3. Tối ưu việc lắp đặt tụ bù (CAPO)
Các thông số trong bảng trên được định nghĩa như bảng 2.1

Bảng 2.1 Diễn giải các chỉ số kinh tế trong PSS/ADEPT khi chạy CAPO
- Tỷ số lạm phát (i): là tỷ số biểu thị sự mất giá của đồng tiền hàng năm. Trong
chương trình tỷ số này tính bằng đơn vị tương đối (pu) chứ không phải phần trăm
(%). Tỷ số này do Nhà nước công bố hằng năm.
- Thời gian tính toán (N): là khoảng thời gian mà tiền tiết kiệm được từ việc lắp
tụ bù bằng với tiền lắp đặt và bảo trì tụ bù (nghĩa là thời gian hoàn vốn). Chọn N = 10
năm.
2.2.2. Mô phỏng lưới điện trên chương trình PSS/ADEPT
a. Tạo nút
b. Tạo shunt thiết bị
c. Tạo nhánh
2.2.3. Các bước thực hiện khi ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT
Bước 1: Thu thập, xử lý và nhập số liệu lưới điện trên PSS/ADEPT.
Bước 2: Thể hiện lưới điện trên giao diện đồ hoạ của PSS/ADEPT.
Bước 3: Thực hiện các chức năng tính toán lưới điện trên PSS/ADEPT.


12

2.3. KẾT LUẬN
Như vậy, có khá nhiều phương pháp để tính TTĐN trên lưới điện như: Phương
pháp tích phân đồ thị, phương pháp dòng điện trung bình bình phương, phương pháp
thời gian tổn thất, phương pháp đường cong tổn thất và phương pháp tính toán theo
thực tế của EVN. Với những phân tích trên, phương pháp theo cách tính của EVN là
phù hợp với thực tế, đã qua kiểm chứng kết quả sau khi tính toán sát với thông số
thực hiện trong thực tế và hiện nay đang áp dụng rộng rãi tại các đơn vị trực thuộc
EVN. Vì vậy trong phạm vi luận văn này tác giả lực chọn phương pháp tính hiện nay
của EVN kết hợp với chạy chương trình PSS/Adept để tính toán và phân tích tổn thất
điện năng cho lưới điện Điện lực Lệ Thủy.
Về công cụ tính toán, trong phạm vi luận văn này tác giả sẽ chọn phần mềm rất

phổ biến hiện nay đó là phần mềm PSS/ADEPT, trong đó sẽ khai thác 3 tính năng:
- Tính toán về phân bố công suất.
- Tính toán điểm mở tối ưu (TOPO).
- Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (CAPO).
Đây là phần mềm hiện đang được sử dụng rộng rãi trong các Công ty Điện lực
trực thuộc EVN về tính toán phân tích lưới điện phân phối và sẽ được tính toán phân
tích trên lưới điện phân phối Điện lực Lệ Thủy - Tỉnh Quảng Bình.
CHƯƠNG 3 : TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN

NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CỦA ĐIỆN LỰC LỆ THỦY
3.1. HIỆN TRẠNG CẤP ĐIỆN KHU VỰC HUYỆN LỆ THỦY
3.1.1. Nguồn và lưới điện:
Lưới điện 22 kV khu vực huyện Lệ Thủy được cấp nguồn từ 02 trạm biến áp
110 kV và một nguồn từ đường dây 22 kV từ Tỉnh Quảng Trị đến.
* Trạm biến áp 110kV Áng Sơn.
* Trạm biến áp 110kV Lệ Thủy (E72).
* Đường dây liên tỉnh Quảng Trị - Quảng Bình.
3.1.2. Khối lượng quản lý kỹ thuật vận hành:
3.1.3. Đặc điểm kết lưới của lưới điện phân phối Lệ Thủy
Lưới điện phân phối huyện Lệ Thủy có kết dây dạng hình tia, các xuất tuyến liên
kết với nhau tạo thành mạch vòng nội bộ trong cùng một TBA nguồn 110kV Áng
Sơn, 110kV Lệ Thủy (E72), Sen Nam hoặc giữa các trạm nguồn này với nhau, trạm
110kV Lệ Thủy liên kết qua lại giữa các xuất tuyết 22kV với nhau tạo thành mạch
vòng kín lại vận hành hở.


13

3.2. TÍNH TOÁN TTĐN CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HIỆN TRẠNG ĐIỆN
LỰC LỆ THỦY

3.2.1. Số liệu đầu vào tính toán TTĐN
Để tính toán giải tích lưới điện một cách chính xác, trước tiên chúng ta phải thu
thập được số liệu đầu vào một cách chính xác. Các số liệu đầu vào có thể chia làm hai
loại đó là:
- Thông số kỹ thuật về lưới điện:
- Thông số về phụ tải (P,Q) có đặc điểm như sau:
Lưới điện phân phối có đồ thị phụ tải ngày thay đổi theo tháng và đặc biệt là
theo mùa. Trong phụ tải chung có phụ tải chuyên dùng và phụ tải công cộng.
Phụ tải chuyên dùng là phụ tải cấp cho từng Đơn vị, như nhà máy công nghiệp,
cơ sở sản xuất… Các phụ tải này thường làm việc 2-3 ca/ngày, nên đồ thị phụ tải
thường bằng phẳng.
Phụ tải công cộng chủ yếu phục vụ dịch vụ, ánh sáng sinh hoạt… nên quy luật
thay đổi có những nét riêng như: ban đêm sử dụng nhiều, ban ngày sử dụng ít; chênh
lệch cao thấp điểm lớn; thay đổi rõ rệt theo mùa.
Đồ thị ngày điển hình được xác định trên cơ sở khảo sát đồ thị phụ tải ngày
trong quá khứ của các xuất tuyến được ghi lại tại các trạm biến áp 110kV thông qua
hệ thống thu thập số liệu công tơ từ xa DSPM (hình 3.1). Sau khi đo đạc thực tế và
xử lý số liệu ta có đồ thị phụ tải ngày điển hình được phân tích theo 2 mùa đó là mùa
nắng (tháng 3 - tháng 9) và mùa mưa (tháng 10 - tháng 2 năm sau). Số liệu và đồ thị
phụ tải của các xuất tuyến trên địa bàn Lệ Thủy như các hình (3.2 - 3.9).
Hình 3.1 Chương trình DSPM (MDMS) để lấy số liệu
Hình 3.2 Đồ thị phụ tải xuất tuyến 471 Lệ Thủy
Hình 3.3 Đồ thị phụ tải xuất tuyến 472 Lệ Thủy
Hình 3.4 Đồ thị phụ tải xuất tuyến 474 Lệ Thủy
Hình 3.5 Đồ thị phụ tải xuất tuyến 476 Lệ Thủy
Hình 3.6 Đồ thị phụ tải xuất tuyến 476 Sen Nam
Hình 3.7 Đồ thị phụ tải xuất tuyến 478 Lệ Thủy
Hình 3.8 Đồ thị phụ tải xuất tuyến 476 Áng Sơn
Hình 3.9 Đồ thị phụ tải xuất tuyến 478 Áng Sơn
Kết luận: Sau khi phân tích đồ thị phụ tải đặc trưng phụ tải lưới điện Huyện Lệ

Thủy trong một ngày đêm có các thời điểm đặc biệt cần phải xem xét trong việc tính
toán chế độ vận hành của lưới điện như sau:
- Cao điểm sáng (từ 08h00 đến 11h00).
- Cao điểm tối (từ 18h00 đến 21h00).
- Thấp điểm tối (từ 01h00 đến 3h00).
3.2.2. Tính toán TTĐN lưới điện phân phối huyện Lệ Thủy
Đối với lưới điện trung áp Huyện Lệ Thủy, chúng ta có thể xem TTĐN trên lưới
điện trung áp chủ yếu là tổn thất về kỹ thuật.


14

* Phương thức tính toán chế độ vận hành hiện tại:
ΔA = ΔPo*T+ ΔPmax*T*Kđt
a. TTCS và TTĐN lưới điện hiện trạng vào mùa nắng
Bảng 3.1 TTCS và TTĐN trên các xuất tuyến vào mùa nắng
(Chế độ mùa nắng Tháng 3 – Tháng 9)
Qua số liệu ở trên cho thấy TTĐN các xuất tuyến ở chế độ mùa nắng tương đối
cao, đặc biệt xuất tuyến xuất tuyến 471 Lệ Thủy và 478 Áng Sơn có tỷ lệ cao (2,96
và 4,12 %).
b. TTCS và TTĐN lưới điện hiện trạng vào mùa mưa
Bảng 3.2 TTCS và TTĐN trên các xuất tuyến vào mùa mưa
(Chế độ mùa mưa Tháng 10 - Tháng 2)
Qua số liệu ở trên cho thấy TTĐN ở chế độ mùa mưa có giảm hơn so với mùa
nắng, tuy nhiên một số xuất tuyến lại cao hơn mùa mưa. Riêng xuất tuyến 476 Sen
Nam giảm sâu nên kéo TTĐN toàn đơn vị giảm xuống.
c. TTCS và TTĐN lưới điện hiện trạng trong cả năm
Bảng 3.3 Bảng tổng hợp TTĐN Điện lực Lệ Thủy trong cả năm
3.3. KẾT LUẬN
TTĐN trên toàn bộ lưới điện trung áp khu vực Lệ Thủy là ∆A = 3.504.041

kWh. Trong khi đó, tổn thất điện năng thực tế lưới điện trung áp khu vực Lệ Thủy
năm 2017 là: 3.747.600 kWh (Nguồn: Điện lực Lệ Thủy từ tháng 10 năm 2017 đến
tháng 9 năm 2018).
Nếu b qua phần tổn thất trên lưới điện trung áp do dòng rò và tổn thất phi kỹ
thuật, so sánh giữa TTĐN tính toán và TTĐN thực tế ta thấy gần tương đương nhau.
Như vậy phương pháp tính toán TTĐN như trên là tương đối chính xác, phù hợp với
thực tế.
Qua số liệu tính toán nhận thấy xuất tuyến 474 LT và 476 Sen Nam có tỷ lệ tổn
thất điện năng ở mức đối tốt, 02 xuất tuyến 471 LT và 478 AS có mức TTĐN tương
đối cao do đặc thù hai xuất tuyến này có đường dây dài và phụ tải ở cuối nguồn
nhưng sản lượng tương đối nh , các tuyến khác trong giới hạn cho phép.
CHƯƠNG 4 : TÍNH TOÁN, ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT

ĐIỆN NĂNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC LỆ THỦY - TỈNH
QUẢNG BÌNH
4.1. ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN LƯỚI ĐIỆN LỆ THỦY
4.1.1. Giảm tổn thất điện năng đối với tổn thất điện năng kỹ thuật
Trong những năm gần đây, Điện lực Lệ Thủy đã thực hiện rốt ráo nhiều biện
pháp nhằm giảm TTĐN xuống mức hợp lý. Sau một thời gian nghiên cứu, tác giả
nhận thấy so với TTĐN trên lưới điện trung áp các khu vực khác thì TTĐN lưới điện


15

4.1.2. Giảm tổn thất điện năng đối với tổn thất điện năng phi kỹ thuật
Cần nghiên cứu cách thức triển khai để có hiệu quả cao nhất tùy theo đặc điểm
thực tế. Các biện pháp giảm tổn thất điện năng phi kỹ thuật như sau:
- Đảm bảo chất lượng kiểm định ban đầu để công tơ đo đếm chính xác trong chu
kỳ làm việc và thực hiện kiểm định, thay thế định kỳ công tơ đúng thời hạn theo quy
định (5 năm đối với công tơ 1 pha, 2 năm với công tơ ba pha).

- Đối với hệ thống đo đếm lắp đặt mới cần đảm bảo thiết kế lắp đặt hệ thống đo
đếm bao gồm công tơ, TU, TI và các thiết bị giám sát từ xa (nếu có) đảm bảo cấp
chính xác, được niêm phong kẹp chì và có các giá trị định mức (dòng điện, điện áp, tỉ
số biến…) phụ hợp với phụ tải, không có sai sót trong quá trình lắp đặt.
- Kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm (công tơ, TU, TI…) để đảm bảo các
thiết bị đo đếm trên lưới được niêm phong quản lý tốt, có cấp chính xác phù hợp đảm
bảo đo đếm đúng, kịp thời phát hiện và thay thế ngay thiết bị đo đếm bị sự cố (công
tơ kẹt cháy, TU, TI, cháy h ng…) hư h ng hoặc bị can thiệp trái phép trên lưới điện.
- Từng bước áp dụng công nghệ mới, lắp đặt thay thế các thiết bị đo đếm có cấp
chính xác cao cho phụ tải lớn, như thay thế công tơ điện tử ba pha, áp dụng các
phương pháp đo xa, giám sát thiết bị đo đếm từ xa cho các phụ tải lớn nhằm tăng
cường theo dõi, phát triển sai sót, sự cố trong đo đếm.
- Nâng cao chất lượng ghi, đảm bảo ghi đúng lộ trình, chu kỳ đảm bảo chính xác
kết quả sản lượng để tính toán TTĐN, đồng thời cũng nhằm mục đích phát hiện kịp
thời công tơ kẹt cháy, hư h ng ngay trong quá trình ghi chỉ số để xử lý kịp thời.
- Khoanh vùng đánh giá TTĐN: thực hiên lắp đặt công tơ ranh giới, công tơ cho
từng xuất tuyến, công tơ tổng từng TBA phụ tải qua đó theo dõi đánh giá biến động
TTĐN của từng xuất tuyến, từng TBA công cộng hàng tháng và lũy kế đến tháng
thực hiện để có biện pháp xử lý đối với những biến động TTĐN, đồng thời dựa trên
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.
- Tăng cường công tác kiểm tra chống các hành vi lấy cắp điện, phối hợp với các
cơ quan truyền thông tuyên truyền ngăn ngừa biểu hiện lấy cắp điện. Giáo dục các
nhân viên quản lý vận hành, các đơn vị và người dân quan tâm đến vấn đề giảm
TTĐN, tiết kiệm điện năng.
- Thực hiện tốt quản lý kìm, chì niêm phong công tơ, TU, TI, hộp bảo vệ hệ
thống đo đếm, xây dựng quy định kiểm tra, xác minh đối với các trưởng hợp công tơ
cháy, mất cắp, hư h ng…nhằm ngăn ngừa hiện tượng thông đồng với khách hàng vi
phạm sử dụng điện. Tăng cường phúc tra ghi chỉ số công tơ để đảm bảo việc ghi chỉ
số đúng quy định của quy trình kinh doanh.

4.1.3. Phân tích các giải pháp giảm TTĐN lưới điện Lệ Thủy
4.1.3.1. Về công tác tổ chức
- Kiện toàn Tiểu ban giảm TTĐN tại Điện lực, Giám đốc Điện lực là trưởng tiểu
ban, các thành viên bao gồm: Phó giám đốc, trưởng các phòng, đội trưởng sản xuất


16

các khu vực. Phân công trách nhiệm các thành viên cụ thể, rõ ràng ứng với từng vị trí,
phạm vi công việc.
- Họp Tiểu ban định kỳ hàng tháng. Đánh giá kết quả thực hiện, đối chiếu phân
tích nguyên nhân đâu là TTĐN kỹ thuật, phi kỹ thuật. Nghiêm túc thực hiện công tác
tổng hợp, phân tích, xác định nguyên nhân các khách hàng có lượng điện thương
phẩm bất thường, các TBA phụ tải có tổn thất âm, tổn thất cao > 6%, các xuất tuyến
trung áp có TTĐN cao bất thường so với kết quả tính toán bằng PSS/ADEPT để có kế
hoạch triển khai, giao các đội sản xuất xử lý kịp thời. 6 tháng tổ chức sơ kết, 1 năm
tổng kết đánh giá kết quả hoạt động và đề xuất chương trình hành động cho giai đoạn
kế tiếp.
- Giao chỉ tiêu TTĐN đến từng đơn vị và cá nhân theo phương án:
+ Giao chỉ tiêu TTĐN phần trung áp cho các tổ, đội quản lý.
+ Giao TTĐN sau các TBA công cộng cho từng công nhân quản lý.
- Nguyên tắc giao chỉ tiêu TTĐN là:
+ Tính toán và giao theo TTĐN kỹ thuật. Số liệu tính toán công khai, hợp lý.
+ Khối lượng khu vực giao quản lý đảm bảo công bằng (xét cả điều kiện địa
lý).
+ Luân chuyển công nhân quản lý khu vực trong khoảng 6 tháng - 1 năm/ 1 lần
+ Bố trí công việc hợp lý để người lao động có đủ thời gian kiểm tra, thực hiện
các biện pháp giảm TTĐN.
- Có chế độ khen thưởng kịp thời và chế tài xử phạt nghiêm minh theo đúng quy
chế của Công ty Điện lực Quảng Bình và của đơn vị.

4.1.3.2. Về quản lý vận hành
- Phương thức vận hành cơ bản phải là phương thức tối ưu nhất, tính toán cụ thể
các phương án kết lưới để so sánh. u tiên cấp điện cho các xuất tuyến có thương
phẩm lớn, giá bán điện cao.
- Tính toán và qui định cụ thể điện áp tại các nút cơ bản theo mùa. Theo dõi và
giám sát kết quả thực hiện của các đơn vị quản lý vận hành.
- Khai thác hệ thống bù hiện có tối ưu và hợp lý, đảm bảo hệ số đảm bảo cosφ
>0,98 tại thanh cái các xuất tuyến nhưng không được xảy ra quá bù.
- Các cụm bù hạ áp điều chỉnh theo thời gian cần phải đo tải hoặc giám sát thông
qua MDMS để điều chỉnh dung lượng và thời gian đặt bù hợp lý.
- Hoán chuyển các MBA quá tải, non tải hợp lý, san tải linh hoạt giữa các TBA
để phân phối tải hợp lý và giảm TTĐN và chi phí đầu tư xây dựng.
- Xây dựng các phương án giảm TTĐN về mặt kỹ thuật có vốn đầu tư thấp như:
Kết lại lưới điện khu vực, xóa lưới chữ U để giảm bám kính cấp điện, vệ sinh, xử lý
tiếp xúc. Các phương án này đảm bảo tính kịp thời, hiệu quả.
- Tổ chức quản lý vận hành, kiểm tra, vệ sinh bảo dưỡng định kỳ đường dây và
TBA theo đúng qui định.


17

- Thực hiện việc đo tải, lập kế hoạch cân pha hàng tháng và giám sát theo dõi
thực hiện.
- Phân công trách nhiệm giám sát, khai thác MDMS để phát hiện các lỗi vận
hành, điện áp, và sự cố hệ thống đo đếm.
- Xây dựng kế hoạch - Lập kế hoạch giảm TTĐN các TBA công cộng có TTĐN
lũy kế cao hơn 6%.
- Việc giảm TTĐN các TBA được ưu tiên theo thứ tự các TBA có sản lượng
TTĐN cao so với tính toán thì thực hiện trước.
- Phòng KT-KH, KD phối hợp với các đội sản xuất để thống kê, đo mức độ

mang tải các TBA chuyên dùng khối cơ quan hành chính và làm việc với khách hàng
để đấu nối khai thác phần công suất dư thừa nhằm hạn chế non tải MBA đồng thời
giảm bán kính cấp điện, giảm chi phí đầu tư TBA mới.
4.1.3.3. Về công tác kinh doanh:
a. Công tác tổng hợp, phân tích TTĐN:
b. Công tác ghi chữ và phúc tra ghi chữ:
c. Quản lý hệ thống đo đếm:
d. Công tác kiểm tra sử dụng điện
4.1.3.4. Về cải tạo lưới
- Tuân thủ định hướng ĐTXD của EVNCPC, nâng tiết diện dây dẫn, thay dây
mới chuyển sang dùng dây bọc cách điện để hạn chế sự cố.
- Tăng cường công tác giám sát vật tư, thiết bị, quá trình thi công xây lắp theo
đúng qui định.
- Tổ chức thực hiện rút ngắn thời gian ĐTXD các dự án. Khai thác từng phần dự
án trong điều kiện có thể.
- Hỗ trợ và tạo điều kiện tối đa cho BQLDA có công trình lưới điện ĐTXD trên
địa bàn, phối hợp đưa dự án vào khai thác.
Tập trung nghiên cứu giải quyết được các nguyên nhân và giải pháp ở trên sẽ góp
phần làm giảm TTĐN cho lưới điện phân phối trung áp.
4.1.4. Lựa chọn giải pháp để thực hiện nội dung đề tài
Do thời gian hạn chế cho nên trong khuôn khổ luận văn tác giả đề xuất tính toán
và phân tích 03 giải pháp sau:
- Giải pháp 1: Cải tạo lưới, nâng tiết diện dây dẫn một số đoạn tuyến đầu nguồn
trục chính.
- Giải pháp 2: Lựa chọn kết lưới vận hành hợp lý LĐPP trung áp khu vực Lệ
Thủy, tìm điểm phân bố công suất hợp lý.
- Giải pháp 3: Bù công suất phản kháng trên LĐPP trung áp khu vực Lệ Thủy.
a. Trình tự các bước thực hiện:
b. Đối tượng thực thiện:
Trên cơ sở kết quả đạt được sẽ đánh giá đề xuất áp dụng tính toán cho toàn bộ

lưới điện phân phối Lệ Thủy và đây cũng là hướng mở rộng của đề tài.


18

4.2. TÍNH TOÁN ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA CÁC GIẢI PHÁP ĐỀ XUẤT
4.2.1. Đồ thị phụ tải và hệ số đồ thị phụ tải Kđt của 02 xuất tuyến
Trong mục này giới thiệu các đồ thị phụ tải các mùa của phụ tải 2 xuất tuyến
474 LT và 476 AS từ đó xác định hệ số Kđt cho 2 mùa làm cơ sở để tính toán tổn thất
điện năng.
* Đồ thị phụ tải và hệ số đồ thị phụ tải Kđt của xuất tuyến 474 LT.
P_Mùa Khô

P_Mùa Mưa

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Hình 4.1 Đồ thị phụ tải hai mùa xuất tuyến 474 Lệ Thủy
P_Mùa Khô

P_Mùa Mưa

0,001

0,001

0,001

0,001

0,000

0,000

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Hình 4.2 Hệ số đồ thị phụ tải hai mùa xuất tuyến 474 Lệ Thủy

* Đồ thị phụ tải và hệ số đồ thị phụ tải Kđt của xuất tuyến 476 AS.


19

P_Mùa Khô

P_Mùa Mưa

1,800
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Hình 4.3 Đồ thị phụ tải hai mùa xuất tuyến 476 Áng Sơn
P_Mùa Khô

P_Mùa Mưa

0,001

0,001

0,001

0,001

0,000

0,000

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Hình 4.4 Hệ số đồ thị phụ tải hai mùa xuất tuyến 476 Áng Sơn
4.2.2. Cải tạo, nâng tiết diện dây dẫn
Lưới điện Lệ Thủy trong thời gian vừa qua đã được thay thế nâng tiết diện dây
dẫn ở một số đoạn tuyến, tuy khối lượng không lớn nhưng nhờ việc đầu tư có trọng
tâm trọng điểm nên phát huy hiệu quả trong việc giảm TTĐN, điển hình như các XT
474 LT là xuất tuyến có sản lượng lớn, sau khi thay dây nâng tiết diện thì TTĐN từ
xấp xỉ 3,3% xuống còn 2,2%.
a. Khối lượng cải tạo:
b. Kết quả thực hiện:

20

Bảng 4.1 So sánh TTDDN trước và sau khi cải tạo.
Tỉ lệ
SL TT
SL TT
TT
Tỉ lệ
trước cải
sau
So
trước TT sau
So
TT Tên XT
tạo
cải tạo
sánh
cải
cải tạo sánh
(1.000
(1.000
δA
tạo
(%)
kWh)
kWh)
(%)
1 471 LT
- 3,03% 2,79%
2 472 LT

351,96
324,66
27,30- 2,27% 2,27% 0,24%
3 474 LT
- 2,18% 2,18% 140,65
140,65
4 476 LT
-29,28 2,51% 2,33% 681,83
681,83
5 478 LT
- 2,55% 2,55% 0,18%
417,75
388,47
6 476 SNa
- 1,87% 1,68% 117,52
117,52
7 476 AS
1.196,22 1.074,29
121,93- 2,38% 2,30% 0,19%8 478 AS
233,04
224,62
8,42- 4,44% 4,44% 0,09%
Tổng cộng
3.317,11
- 2,30% 2,18% 365,07
365,07
Từ bảng so sánh, 3.504,04
ta thấy sản lượng điện tổn186,94
thất giảm được do việc cải0,12%
tạo là:

δA = 186.935 kWh (tương ứng với tỉ lệ TTĐN giảm được 0,12%).
4.2.3. Chọn kết lưới vận hành hợp lý
Phần tính toán này được thực hiện bằng trình TOPO của phần mềm
PSS/ADEPT. Trình TOPO này sẽ tính toán để xem xét mở phân đoạn nào trên các
mạch vòng để đem đến tổn thất công suất ( P) trong toàn mạng là bé nhất.
* Kết quả chạy TOPO 476 Áng Sơn nối với 474 Lệ Thủy:
- Mùa nắng:
- Mùa mưa:
Từ kết quả thu được sau khi chạy điểm mở tối ưu cả hai mùa nắng và mùa mưa
thì:
- LBS 92-4 Tiểu Vùng 8 XT 473 Mỹ Đức (476 Áng Sơn): Đóng.
- DCL 68-4 Lộc An XT 474 Lệ Thủy: Mở.
Qua đây, ta thấy giữa phương thức vận hành tối ưu đã tính toán và phương thức
vận hành hiện tại có sự thay đổi. Mạch vòng 474 LT và 476 AS thay đổi lại điểm mở
để đem đến tổn thất công suất ( P) thấp hơn. Qua kết quả tính toán, nếu vận hành
theo phương thức sau khi tối ưu thì hiệu quả đem lại sẽ rất tốt. Trong đó, tổn thất
công suất giảm được sau khi chọn tối ưu là
+ Mùa khô: δP = 3,57 kW; δQ = 7,89 KVAr.
+ Mùa mưa: δP = 3,72 kW; δQ = 8,25 KVAr.
Từ đó, số TTĐN giảm được như sau:
δA = δAkhô + δAmưa = δPkhô * 214*24 + δPmưa * 151 * 24
= 3,57 * 214 * 24 + 3,72 * 151 * 24 = 31.816,8 kWh.


21

4.2.4. Tính toán bù tối ưu công suất phản kháng
Sau khi cải tạo dây dẫn và lựa chọn phương án vận hành hợp lý lưới điện bằng
cách tái cấu trúc lại lưới điện. Trong mục này, tác giả sẽ tính toán tìm vị trí và dung
lượng bù tối ưu, sau đó tính tổn thất điện năng của 2 xuất tuyến 474 LT và 476 AS

trước và sau khi bù tối ưu.
- Kết quả chạy CAPO của phần mềm PSS/ADEPT được xem ở Phụ lục: 14, 15,
16, 17. Kết quả thu được sau khi chạy CAPO được tổng hợp như sau:
Mùa khô:
- Vị trí bù và dung lượng bù:
Bảng 4.2 Kết quả vị trí bù và dung lượng bù của các xuất tuyến mùa khô
Vị trí bù (tên nút bù)
Tổng D.lượng
Tên xuất tuyến
bù (kVAr)
Nền
Ứng động
Xuất tuyến 474 LT

M24/71 LT
M74 LT

Không

300
300

Xuất tuyến 476 AS

M72/63 LT
M19 MĐ

Không

150

150

Tổng cộng
900
- Và tổn thất công suất giảm được δP, δQ giảm được như sau:
Bảng 4.3 Tổn thất công suất giảm được trên 02 XT sau khi bù vào mùa khô
Tổn thất công suất
Tên xuất tuyến
δP (kW)
δQ (kVAr)
Xuất tuyến 474 LT

2,58

6,00

Xuất tuyến 476 AS

1,57

3,30

Tổng cộng
4,15
9,3
Mùa mưa:
- Vị trí bù và dung lượng bù:
Bảng 4.4 Kết quả vị trí bù và dung lượng bù của các xuất tuyến mùa mưa
Vị trí bù (tên nút bù)
Tổng D.lượng

Tên xuất tuyến
bù (kVAr)
Nền
Ứng động
Xuất tuyến 474 LT

M24/71 LT
M71 LT

Không

300
300

Xuất tuyến 476 AS

M72/63 LT

Không

150

Tổng cộng

750


22

- Và tổn thất công suất giảm được δP, δQ giảm được như sau:

Bảng 4.5 Tổn thất công suất giảm được trên 02 XT sau khi bù vào mùa mưa
Tổn thất công suất
Tên xuất tuyến
δP (kW)
δQ (kVAr)
Xuất tuyến 474
2,38
3,50
LT
Xuất tuyến 476
0,91
2,01
AS
Tổng cộng
3,29
5,51
Bảng 4.6 Tổn thất điện năng giảm được sau khi bù

4.2.5. Kiểm tra lại điểm mở tối ưu
Sau khi chạy CAPO có được kết quả về vị trí và dung lượng bù, tiến hành chạy
lại TOPO thì ta có điểm mở tối ưu vẫn không đổi, việc tính toán được dừng lại. Sơ đồ
kết lưới sau khi cải tạo như hình 4.6.
* Như vậy, sau khi thực hiện 3 phương án, ta có kết quả về giá trị TTĐN giảm
được như sau:
- Cải tạo dây dẫn: δA = 186.935 kWh
- Tính toán điểm mở tối ưu: δA = 31.816,8 kWh
- Bù công suất phản kháng: δA = 18.091,15 kWh.
Tổng cộng: δAtoàn bộ = 236.842 kWh. Với lượng điện năng tiết kiệm được khi áp
dụng các giải pháp trên, thì TTĐN lưới điện phân phối huyện Lệ Thủy sẽ giảm từ
2,3% xuống 2,15%.

Trên cơ sở đó, chúng ta có thể mở rộng đề tài để tính toán và áp dụng cho các
xuất tuyến khác trong toàn Điện lực, kết hợp với thực hiện nhiều giải pháp đồng bộ
khác thì lộ trình giảm tổn thất của Công ty Điện lực Quảng Bình đặt ra cho Điện lực
Lệ Thủy đến năm 2020 hoàn toàn có thể đạt được.
4.3. TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ KINH TẾ
4.3.1. Tính lượng tổn thất điện năng giảm hàng năm
Tổng lượng điện năng tiết kiệm trong một năm đã tính ở trên:
δATK ∑ = 236.842 (kWh/năm).


23

4.3.2. Giá trị làm lợi hàng năm
Giá trị làm lợi do giảm TTĐN: G = δATK ∑ * g.
Với:

δATK∑ = 236.842 (kWh/năm)

g là giá mua điện bình quân, g = 1.630 đ/kWh (Số liệu Điện lực Lệ Thủy
10 tháng đầu năm 2018).
G = δATK ∑* g = 236.842 * 1.630 = 386.052.376,69 đồng.
4.3.3. Chi phí cải tạo đường dây và chi phí bổ sung tụ bù:
Số năm thu hồi vốn: 7,3 năm.
4.4. KẾT LUẬN
Để tính toán và đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân
phối chúng ta phải thu thập được số liệu đầu vào một cách đầy đủ và chính xác. Có
nhiều giải pháp tổng thể để giảm TTĐN, trong nội dung luận văn này tác giả đã ứng
dụng phần mềm PSS/ADEPT để mô ph ng tính toán phân bổ công suất, TTĐN trên
lưới phân phối huyện Lệ Thủy, từ đó đề xuất các giải pháp có thể thực hiện giảm tổn
thất điện năng mang tính khả thi, cụ thể như sau:

- Cải tạo, nâng tiết diện dây dẫn.
- Kết lưới trung áp 22 kV hợp lý.
- Bù công suất phản kháng.
Kết quả các giải pháp giảm TTĐN, hiệu quả làm lợi mang lại trong 1 năm
khoảng 386.052.376,69 đồng.
Như vậy, các giải pháp giảm tổn thất điện năng tác giả đề xuất đều có tính khả
thi thực hiện tại đơn vị Điện lực Lệ Thủy.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận chung
Đề tài “Nghiên cứu đánh giá thực trạng và đề xuất các giải pháp giảm tổn
thất điện năng cho lưới điện huyện Lệ Thủy” được thực hiện nhằm đề xuất các giải
pháp để quản lý vận hành lưới điện phân phối hiệu quả và tin cậy.
Đề tài đã nghiên cứu chi tiết, cụ thể hiện trạng lưới điện phân phối huyện Lệ
Thủy để đề ra một số các giải pháp áp dụng vào công tác QLVH, QLKD điện năng
trong khâu phân phối điện. 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 Lệ Thủy. Phân tích, đánh giá TTĐN thực tế và
TTĐN qua tính toán bằng chương trình PSS/ADEPT. Qua đó có giải pháp hợp lý
giảm TTĐN hàng năm.
2. Đề xuất một vài giải pháp giảm tổn thất điện năng trên LĐPP, đó là:
- Thay dây nâng tiết diện và kéo dây mạch kép cho một số đoạn tuyến trục
chính mang tải lớn.
- Kết lưới tìm điểm mở hợp lý.