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

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRỊNH TRUNG HIẾU

Đà Nẵng - Năm 2018


LỜI CAM ĐOAN

Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tơi. Các số liệu, kết
quả tính toán trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai cơng bố trong bất
cứ cơng trình nào.

Tác giả luận văn

Lý Bùi Quốc Thái

TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH
NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐÀ LẠT
Học viên: Lý Bùi Quốc Thái

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 60520202

Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Khóa:K33LĐ

Tóm tắt - Tỷ lệ tổn thất điện năng là một trong những chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật quan trọng
trong công tác quản lý và vận hành lưới điện phân phối hiện nay. Để đánh giá và đưa ra
các giải pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp với thực tế, thì việc tính tốn chính xác tổn
thất điện năng cho lưới điện phân phối là vô cùng cần thiết. Từ các lý do nêu trên, tác giả
đề xuất đề tài nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành
phố Đà Lạt nhằm phân tích, đánh giá hệ thống lưới điện hiện hữu và đưa ra các giải pháp
giảm tổn thất điện năng phù hợp cho lưới điện phân phối Thành phố Đà Lạt. Luận văn đã
phân nhóm phụ tải cho các trạm biến áp, xây dựng được đồ thị phụ tải đặc trưng riêng cho
từng nhóm phụ tải, dùng phần mềm PSS/ADEPT để mơ phỏng, tính tốn và đánh giá tình
hình tổn thất điện năng cho các phương án vận hành lưới điện, tính tốn xác định điểm
dừng tối ưu và xác định vị trí bù tối ưu.
Từ khóa – tổn thất điện năng; lưới điện phân phối; PSS/ADEPT; vị trí dừng tối ưu; vị trí
bù tối ưu.

RESEARCH OF SOLUTIONS TO REDUCE THE POWER LOSS FOR
DISTRIBUTION GRID OF DALAT CITY

Abstract – Nowadays, Rate of power loss is one of the important economic and technical
indicators in the management and operation distribution grid. In order to evaluate and
provide solutions to reduce power losses suitable with reality, accurate calculation of
power losses for distribution grid is essential. With all the reasons mentioned above, the
author proposed a subject to research solutions to reduce power losses of the distribution
grid in Da Lat city to analyze and evaluate the existing grid system and propose suitable
solutions to reduce power losses for distribution grid of Da Lat city. This thesis has subgroup load for substations, built up the characteristic load-chart for each group of loads,
using PSS / ADEPT software to simulate, calculate and evaluate the power loss condition
for grid operation plans, Tie Open Point Optimization and Capacitor Placement
Optimization.
Keywords – Power loss, Distribution grid, PSS / ADEPT, Tie Open Point Optimization,
Capacitor Placement Optimization


MỤC LỤC
TRANG BIA
LỜI CAM ĐOAN
TRANG TOM TẮT TIẾNG ANH
MỤC LỤC
DANH MỤC CAC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU
DANH MỤC CAC BẢNG
DANH MỤC CAC HINH
MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1
1. Lý do chọn đề tài: ...............................................................................................1
2. Mục tiêu nghiên cứu: ..........................................................................................1
3. Tên đề tài ............................................................................................................1
4. Bố cục luận văn...................................................................................................2
CHƯƠNG 1. LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG ...................................................................................................................3
1.1. Vai trò và đặc điểm của lưới điện phân phối............................................................3

1.2. Tổn thất điện năng và nguyên nhân gây tổn thất ......................................................6
1.2.1. Tổn thất điện năng kỹ thuật ...............................................................................6
1.2.2. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật .........................................................................7
1.3. Cách xác định TTCS và TTĐN trong hệ thống điện ................................................7
1.3.1. Cách xác định TTCS và TTĐN trên đường dây................................................8
1.3.1.1. Tổn thất công suất trên đường dây .............................................................8
1.3.1.2. Tổn thất điện năng trên đường dây.............................................................9
1.3.2. Cách xác định TTCS và TTĐN máy biến áp ..................................................10
1.3.2.1. Tổn thất công suất trong máy biến áp ......................................................10
1.3.2.2. Tổn thất điện năng trong máy biến áp ......................................................12
1.4. Các biện pháp giảm tổn thất điện năng ..................................................................12
1.4.1. Nhóm các giải pháp kỹ thuật ...........................................................................12
1.4.2. Nhóm các giải pháp kinh doanh ......................................................................13
1.5. Kết luận chương 1 ..................................................................................................14
CHƯƠNG 2. TÍNH TỐN VÀ ĐÁNH GIÁ TTĐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐÀ LẠT .........................................................................................................................15
2.1. Đặc điểm lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt ...................................................15
2.1.1. Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện ...................................................15
2.1.1.1. Nguồn điện ...............................................................................................15


2.1.1.2. Khối lượng quản lý lưới điện ...................................................................15
2.1.2. Tình hình quản lý vận hành lưới điện..............................................................17
2.1.2.1. Trạm 110/22kV Đà Lạt 1 .........................................................................18
2.1.2.2. Trạm 110/22kV Đà Lạt 2 .........................................................................19
2.1.2.3. Trạm 110/22kV Suối Vàng ......................................................................21
2.1.3. Tình hình tăng trưởng và đặc điểm của phụ tải ...............................................21
2.1.3.1. Tình hình tăng trưởng điện thương phẩm.................................................21
2.1.3.2. Đặc điểm phụ tải lưới điện phân phối Đà Lạt ..........................................21
2.1.4. Tình hình thực hiện cơng tác giảm TTĐN ......................................................22

2.1.4.1. Các phương pháp chốt chỉ số để tính tốn TTĐN đang áp dụng tại đơn vị .
...............................................................................................................22
2.1.4.2. Kết quả thực hiện tỷ lệ TTĐN qua các năm .............................................24
2.1.5. Đánh giá tình hình thực hiện các giải pháp giảm TTĐN đang được triển khai
tại đơn vị ....................................................................................................................26
2.1.5.1. Các giải pháp tổ chức: ..............................................................................26
2.1.5.2. Các giải pháp quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành: ...............................27
2.1.5.3. Các giải pháp đầu tư lưới điện: ................................................................28
2.1.5.4. Các giải pháp kinh doanh: ........................................................................30
2.1.5.5. Nhận xét chung .........................................................................................30
2.2. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT ........................................................................31
2.2.1. Khái quát chung về phần mềm ........................................................................31
2.2.2. Các chức năng phân tích, tính tốn của chương trình PSS/ADEPT ...............31
2.2.2.1. Tính tốn phân bố cơng suất: ...................................................................31
2.2.2.2. Tính tốn xác định điểm dừng tối ưu: ......................................................32
2.2.2.3. Tính tốn xác định vị trí bù tối ưu: ...........................................................32
2.3. Tính tốn tổn thất trung thế cho lưới điện phân phối Đà Lạt bằng chương trình
PSS/ADEPT...................................................................................................................34
2.3.1. Xây dựng biểu đồ đặc trưng đầu xuất tuyến....................................................34
2.3.1.1. Phương pháp xây dựng .............................................................................35
2.3.1.2. Biểu đồ phụ tải các xuất tuyến .................................................................35
2.3.1.3. Biểu đồ phụ tải theo mùa ..........................................................................38
2.3.2. Xây dựng biểu đồ đặc trưng cho các nhóm phụ tải .........................................39
2.3.3. Cách tính tốn TTĐN trên PSS/ADEPT .........................................................42
2.3.4. Thiết lập các thơng số kinh tế cho chương trình PSS/ADEPT........................44
2.3.5. Kết quả tính tốn .............................................................................................44
2.4. Kết luận chương .....................................................................................................46


CHƯƠNG 3. ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

ĐÀ LẠT .........................................................................................................................47
3.1. Tính tốn phương thức vận hành cơ bản tối ưu bằng chức năng TOPO ................47
3.1.1. Nhận định phương thức kết lưới hiện hữu: .....................................................47
3.1.2. Thực hiện tính tốn kết lưới tối ưu ..................................................................47
3.1.2.1. Trình tự thực hiện tính tốn ......................................................................47
3.1.2.2. Kết quả tính tốn ......................................................................................48
3.1.2.3. Hiệu quả kinh tế........................................................................................50
3.2. Tính tốn bù tối ưu cho lưới điện trung thế Đà Lạt bằng chức năng CAPO..........50
3.2.1. Hiện trạng cơng tác bù:....................................................................................50
3.2.2. Thực hiện tính tốn bù tối ưu bằng chức năng CAPO ....................................51
3.2.2.1. Trình tự thực hiện tính tốn ......................................................................51
3.2.2.2. Kết quả tính tốn ......................................................................................52
3.2.2.3. Hiệu quả kinh tế........................................................................................53
3.3. Duy trì điện áp vận hành ở mức 23.1kV ................................................................54
3.4. Giải pháp san tải .....................................................................................................54
3.4.1. Khả năng san tải ..............................................................................................54
3.4.2. Kết quả tính tốn sau khi san tải ......................................................................55
3.4.3. Hiệu quả kinh tế...............................................................................................56
3.5. Giải pháp về đầu tư lưới điện .................................................................................56
3.6. Hiệu quả sau khi áp dụng các giải pháp giảm TTĐN ............................................58
3.6.1. Hiệu quả giảm tỷ lệ TTĐN ..............................................................................58
3.6.2. Hiệu quả kinh tế...............................................................................................59
3.7. Kết luận chương .....................................................................................................59
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .......................................................................................60
TÀI LIỆU THAM KHẢO .............................................................................................62
PHỤ LỤC
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)
BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC
PHẢN BIỆN.

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU
- LĐPP: Lưới điện phân phối.
- TBA: Trạm biến áp.
- CC: Công cộng.
- CD: Chuyên dùng.
- PLC: Chương trình thu thập dữ liệu đo ghi xa dùng công nghệ PLC.
- MDAS: Hệ thống phân tích dữ liệu đo ghi xa.
- CMIS: Hệ thống quản lý thông tin khách hàng.
- MBA: Máy biến áp.
- QLVH: Quản lý vận hành.
- QLKD: Quản lý kinh doanh.
- TOPO – Tie Open Point Optimization: Xác định điểm dừng tối ưu.
- CAPO – Capacitor Placement Optimization: xác định vị trí bù tối ưu
- TTCS : Tổn thất cơng suất.
- TTĐN : Tổn thất điện năng.


DANH MỤC CÁC BẢNG
Số hiệu

Tên bảng

Trang

2.1.

Khối lượng đường dây trung áp

15

2.2.

Khối lượng đường dây hạ áp

16

2.3.

Số lượng trạm biến áp

16

2.4.

Khối lượng quản lý tụ bù

17

2.5.

Tốc độ tăng thương phẩm giai đoạn 2012-2016

21

2.6.

Tỷ trọng 05 thành phần phụ tải giai đoạn 2012-2017

22

2.7.

Tỷ lệ TTĐN giai đoạn 2012-2016

24

2.8.

Tỷ lệ TTĐN các tháng năm 2016

25

2.9.

Tỷ lệ TTĐN các tháng năm 2017 theo phương pháp mới

25

2.10.

Tỷ lệ TTĐN từng xuất tuyến

26

2.11.

Tổng nhu cầu đầu tư lưới điện giai đoạn 2011-2017

29

2.12.

Sản lượng các thành phần phụ tải trong TBA

40

2.13.

Bảng chia thời điểm tính tốn trong PSS/ADEPT

42

2.14.

Bảng tính tốn giá trị cơng suất tại từng thời điểm tính tốn

42

2.15.

Bảng tính tốn TTCS từng xuất tuyến

43

2.16.

Bảng tính giá trị DPo của từng xuất tuyến

43

2.17.

Bảng tính TTĐN xuất tuyến 471

45

2.18.

Bảng tỷ lệ TTĐN lưới điện trung thế Đà Lạt

45

3.1.

Vị trí kết lưới mới sau khi chạy bài tốn TOPO

48

3.2.

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

49

3.3.

Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau TOPO

50

3.4.

Hệ số cơng suất trung bình đầu xuất tuyến

50

3.5.

Tình hình lắp đặt và vận hành tụ bù trung thế

51

3.6.

Vị trí bù tối ưu sau khi sau khi chạy bài tốn CAPO

52

3.7.

Tỷ lệ TTĐN tính tại trên các xuất tuyến sau khi bù tối ưu

53

3.8.

Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau khi bù

53

3.9.

Chi phí di dời tụ bù

54

3.10.

Tỷ lệ TTĐN ứng với điện áp tại thanh cái bằng 104% định
mức

54

3.11.

Tỷ lệ TTĐN tính tại trên các xuất tuyến sau khi san tải

56


Số hiệu

Tên bảng

Trang

3.12.

Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau khi san tải

56

3.13.

Hiệu quả của các phương án đầu tư

57

3.14.

Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau khi đầu tư

58

3.15.
3.16.

Tỷ lệ TTĐN của các xuất tuyến sau khi áp dụng các giải
pháp giảm TTĐN
Hiệu quả kinh tế các giải pháp giảm TTĐN

58
59


DANH MỤC CÁC HÌNH
Số hiệu

Tên hình

Trang

1.1.

Lưới điện trung áp trên không

5

1.2.

Lưới điện trung áp cáp ngầm

5

1.3.

Sơ đồ đường dây 01 phụ tải

8

1.4.

Sơ đồ đường dây n phụ tải

8

1.5.

Sơ đồ MBA 02 cuộn dây

10

1.6.

Sơ đồ MBA 03 cuộn dây và tự ngẫu

11

2.1.

Sơ đồ kết lưới Thành phố Đà Lạt

17

2.2.

Vùng xác định TTĐN theo phương pháp mới

24

2.3.

Biểu đồ phụ tải tuyến 472

35

2.4.

Biểu đồ phụ tải tuyến 474

36

2.5.

Biểu đồ phụ tải tuyến 476

36

2.6.

Biểu đồ phụ tải tuyến 478

36

2.7.

Biểu đồ phụ tải tuyến 480

36

2.8.

Biểu đồ phụ tải tuyến 471

37

2.9.

Biểu đồ phụ tải tuyến 473

37

2.10.

Biểu đồ phụ tải tuyến 475

37

2.11.

Biểu đồ phụ tải tuyến 477

37

2.12.

Biểu đồ phụ tải tuyến 474SV

38

2.13.

Biểu đồ phụ tải theo mùa

38

2.14.

Đồ thị phụ tải dặc trưng Nhóm tải Nơng, lâm nghiệp

40

2.15.

Đồ thị phụ tải dặc trưng Nhóm tải Cơng nghiệp, Xây
dựng

41

2.16.

Đồ thị phụ tải dặc trưng Nhóm tải Thương nghiệp, dịch
vụ

41

2.17.

Đồ thị phụ tải dặc trưng Nhóm tải Quản lý, tiêu dùng

41

2.18.

Đồ thị phụ tải dặc trưng Nhóm tải Hoạt động khác

41

3.1.

Sơ đồ kết lưới rút gọn của LĐPP Đà Lạt

47

3.2.

Sơ đồ kết lưới sau khi TOPO

49

3.3.

Sơ đồ kết lưới tuyến 478 sau khi san tải

55

3.4.

Sơ đồ kết lưới tuyến 480 sau khi san tải

55


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 tồn, tin cậy đó là một thách thức lớn cho Cơng ty Điện lực Lâm
Đồng nói chung và của Điện lực Đà Lạt nói riêng.
Với tốc độ tăng trưởng phụ tải trung bình hàng năm của Thành phố Đà Lạt là trên
7%, hệ thống lưới điện hàng năm được nâng cấp cải tạo và ngày càng được mở rộng
để đáp ứng đủ nhu cầu cấp điện cho sự phát triển chung của Thành phố. Song song với
các nhiệm vụ vận hành lưới điện an toàn, đảm bảo về chất lượng điện điện năng và độ
tin cậy lưới điện thì việc giảm tổn thất điện năng đang là mối quan tâm hàng đầu tại
đơn vị.
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 khơng 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
vơ 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.
2.1. Phạm vi và đối tượng nghiên cứu:
Phạm vi nghiên cứu: Thực hiện tính tốn 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.
2.2. 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 tốn 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 tốn tổn
thất cơng 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.
3. 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’


2

4. Bố cục luận văn
Chương 1: Lưới điện phân phối và các giải pháp giảm tổn thất điện năng
Chương 2: Tính tốn, phân tích và đánh giá tổn thất điện năng lưới điện phân
phối thành phố Đà Lạt.
Chương 3: Đề xuất các giải pháp giảm ttđn lưới điện phân phối Đà Lạt.


3

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 cuộc 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 ngành điện 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.

Lưới điện phân phối thường được chia thành 02 phần theo cấp điện áp vận hành:
-

Lưới điện phân phối trung áp có cấp điện áp từ 6 đến 35kV.

-

Lưới điện phân phối hạ áp cấp điện cho các phụ tải có cấp điện áp 380/220V

-

Thơng thường lưới điện phân phối trung áp nhận điện từ các trạm biến áp nguồn
110/22kV, các trạm biến áp trung gian 35/22kV, từ thanh cái nhà máy điện
6.3/22kV, 6.6/22kV…
Lưới điện phân phối trung áp có 06 loại cơ bản [1] với các đặc điểm đó là:

-

Lưới phân phối hình tia: rẻ tiền nhưng độ tin cậy thấp.

-

Lưới phân phối hình tia phân đoạn: có độ tin cậy cao hơn, các phân đoạn phía
nguồn sẽ có độ tin cậy cao hơn các phân đoạn cuối lưới.

-

Lưới phân phối kín vận hành hở do 01 nguồn cung cấp: độ tin cậy cao hơn do
mỗi phân đoạn được cấp nguồn từ 02 phía. Lưới này có thể vận hành kín để cho
độ tin cậy và chất lượng cấp điện cao hơn nhưng phải trang bị máy cắt và thiết bị

bảo vệ có hướng nên đắt tiền hơn. Vận hành hở sẽ có độ tin cậy thấp hơn một
chút do phải thao tác chuyển nguồn khi sự cố hoặc cơng tác nhưng chi phí rẻ
hơn.

-

Lưới phân phối kín vận hành hở cấp điện từ 02 nguồn độc lập: lưới điện này
phải vận hành hở vì không đảm bảo điều kiện vận hành song song lưới điện ở
các phân đoạn, khi thao tác có thể gây ngắn mạch.

-

Lưới điện kiểu đường trục, cấp điện cho một trạm cắt hoặc trạm biến áp, từ đó
có các đường dây cấp điện cho các trạm biến áp phụ tải. Trên các đường dây cấp
điện khơng có nhánh rẽ, loại này có độ tin cập cấp điện cao. Loại này hay dùng
để cấp điện cho các xí nghiệp hay các nhóm phụ tải xa trạm nguồn và có u cầu
cơng suất lớn.

-

Lưới điện có đường dây dự phịng chung: có nhiều đường dây phân phối được
dự phòng chung bởi 01 đường dây dự phịng. Lưới này có độ tin cậy cao và rẻ


4
hơn là kiểu 01 đường dây dự phòng cho 01 đường dây. Loại này được dùng tiện
lợi cho lưới điện cáp ngầm.
-

Hệ thống phân phối điện: là dạng cao cấp và hoàn hảo nhất của lưới phân phối

trung áp. Lưới điện có nhiều nguồn, nhiều đường dây tạo thành mạch kín, có
nhiều điểm được đặt thiết bị phân đoạn. Lưới điện bắt buộc phải điều khiển từ
xa với sự trợ giúp của máy tính và hệ thống SCADA. Các điểm cắt được chọn
theo điều kiện tổn thất điện năng nhỏ nhất cho chế độ vận hành bình thường,
chọn lại theo mùa trong năm và chọn theo điều kiện an toàn cao nhất khi sự cố.

Dựa vào kết lưới cơ bản có thể chia lưới điện phân phối trung áp ra thành 02
dạng như sau:
Lưới điện phân phối trung áp trên khơng: lưới hình tia, lưới phân đoạn, lưới kín
vận hành hở và đường dây cung cấp (Hình 1.1).

a) Lưới hình tia
TBP
Đ

TBP
Đ

b) Lưới hình tia phân đoạn
TBPĐ: thiết bị phân đoạn

TBP
Đ

TBP
Đ

∆

-

5
c) Lưới điện kín vận hành hở
∇ điểm để hở

Hình 1.1 Lưới điện trung áp trên không
-

Lưới điện phân phối trung áp cáp ngầm: lưới cáp ngầm có cấu tạo phức tạp hơn
lưới trên không nên thường được sử dụng ở thành phố có mật độ phụ tải cao mà
điều kiện không cho phép đi dây trên không. Do việc phát hiện điểm sự cố và
sửa chữa cáp khó khăn hơn đường dây trên khơng nên lưới cáp có sơ đồ cơ bản
là kín vận hành hở. Cáp được chơn trong đất hoặc trong các mương cáp chỉ đưa
lên mặt đất trong trạm phân phối và được nối qua các dao cách ly nối tiếp, một
trong các dao này sẽ mở để vận hành hở (Hình 1.2).

Hình 1.2 Lưới điện trung áp cáp ngầm


6
1.2. Tổn thất điện năng và nguyên nhân gây tổn thất
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 với các nhà máy phát điện qua
lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến các hộ tiêu thụ điện . TTĐN 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 lưới điện, khả năng cung cấp của hệ thống và phụ
thuộc vào công tác quản lý vận hành hệ thống điện. Tổn thất điện năng có thể phân ta
thành hai loại cơ bản là TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật [7].

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, ngồi ra cịn có tổn hao vầng quang
trong khơng 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…Tiêu hao tất yếu xảy ra trong q trình
này chính là TTĐN kỹ thuật. Các ngun nhân làm tăng TTĐN kỹ thuật như sau:
-

Quá tải dây dẫn: làm tăng nhiệt độ trên dây dẫn và làm tăng thêm TTĐN trên
dây dẫn.

-

Không cân bằng pha: không cân bằng pha sẽ làm tăng TTĐN trên dây trung
tính, dây pha và làm tăng TTĐN trong MBA. Đồng thời cũng có thể gây q tải
ở pha có dịng điện lớn.

-

Vận hành quá tải MBA: máy biến áp vận hành quá tải do dịng điện tăng cao làm
phát nóng cuộn dây và dầu cách điện của máy dẫn đến tăng TTĐN trên MBA
đồng thời gây sụt áp và làm tăng TTĐN trên lưới điện phía hạ áp.

-

Vận hành non tải MBA: máy biến áp vận hành non tải hoặc không tải, tổn hao
không tải lớn hơn so với điện năng sử dụng, mặt khác tải thấp sẽ không phù hợp
với hệ thống đo đếm dẫn đến TTĐN cao.

-

Hệ số cos thấp: do phụ tải có hệ số cos thấp, thực hiện lắp đặt và vận hành tụ
bù không phù hợp gây cos thấp trên lưới điện. Cos thấp dẫn đến cần tăng
dòng điện truyền tải cơng suất phản kháng do đó làm tăng dòng điện tải của hệ
thống và làm tăng TTĐN.

-

Do các điểm tiếp xúc và mối nối tiếp xúc kém: làm tăng nhiệt độ các mối nối,
tiếp xúc và làm tăng TTĐN.

-

Do thiết bị cũ, lạc hậu: các MBA, thiết bị cũ thường có hiệu suất thấp và TTĐN
cao.

-

Do hệ thống nối đất không đảm bảo yêu cầu kỹ thuật.


7
-

Việc kiểm tra, bảo dưỡng và vệ sinh thiết bị khơng hợp lỹ dẫn đến khả năng phát
sinh dịng rị, phóng điện qua cách điện gây TTĐN.

-

Điện áp thấp dưới giới hạn cho phép: với cùng một công suất cấp cho tải, điện
áp thấp sẽ làm tăng dòng điện phải truyền tải và làm tăng TTĐN.

-

Chất lượng điện áp không đảm bảo như: lệch pha điện áp, không đối xứng điện
áp, méo sóng điện áp do các thành phần sóng hài bậc cao… các thành phần dòng
thứ tự nghịch, thứ tự khơng và các thành phần sóng hài bậc cao sẽ gây ra những
tổn thất phụ, làm phát nóng MBA, đường dây và tăng TTĐN.

-

Việc tính tốn phương thức vận hành chưa hợp lý hay vận hành các phương thức
bất lợi trong trường hợp sự cố dẫn đến TTĐN cao.

-

Chế độ sử dụng điện không hợp lý: công suất sử dụng của nhiều thành phần phụ
tải có sự chênh lệch khá lớn giữa giờ cao điểm và thấp điểm.

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. Các nguyên nhân làm
tăng TTĐN thương mại như sau:
-

Hệ thống đo đếm không phù hợp: các thiết bị đo đếm không phù hợp với phụ
tải, hệ số nhân của hệ thống khơng đúng, cấp chính xác không đạt yêu cầu đều
dẫn đến hệ thống đo đếm khơng chính xác làm cho TTĐN tăng cao.

-

Lắp đặt và đấu nối hệ thống đo đếm sai: sai sơ đồ đấu dây, sai tỷ số biến…

-

Kiểm tra, kiểm định hệ thống không kịp thời như: không thực hiện khâu kiểm
định ban đầu, kiểm định định kỳ theo quy định; không kiểm tra phát hiện các
thiết bị đo đếm bị hư hỏng để thay thế kịp thời…

-

Các sai sót trong nghiệp vụ kinh doanh: đọc sai chỉ số công tơ, thống kê tổng
hợp khơng chính xác, bỏ sót khách hàng…

-

Khơng phát hiện được các hiện tượng vi phạm trong sử dụng điện để ngăn chặn
kịp thời như: câu móc điện trực tiếp, can thiệp và làm hư hỏng hoặc sai lệch hệ
thống đo đếm.

1.3. Cách xác định TTCS và TTĐN trong hệ thống điện
Theo [1] và [3] TTCS, TTĐN trên đường dây và trong MBA được xác định như
sau:

8

1.3.1. Cách xác định TTCS và TTĐN trên đường dây
1.3.1.1. Tổn thất cơng suất trên đường dây
(a) Đường dây có 01 phụ tải
Xét trường hợp đường dây có 01 phụ tải: S=P+jQ

Hình 1.3 Sơ đồ đường dây 01 phụ tải
Tổn thất công suất:
∆S = ∆P+j∆Q

(1.1)

Tổn thất công suất tác dụng ∆P:
∆𝑃 =

𝑃2 +𝑄2
2
𝑈đ𝑚

𝑅=

𝑆2
2
𝑈đ𝑚

𝑅

(1.2)

𝑋

(1.3)

Tổn thất công suất tác dụng ∆Q:
∆𝑄 =

𝑃2 +𝑄2
2
𝑈đ𝑚

𝑋=

𝑆2
2
𝑈đ𝑚

Suy ra tổn thất công suất:
∆𝑆 = ∆𝑃 + 𝑗∆𝑄 = (

𝑃2 +𝑄2
2
𝑈đ𝑚

) (𝑅 + 𝑗𝑋 ) = (

𝑆2
2
𝑈đ𝑚

) (𝑅 + 𝑗𝑋 )

(1.4)

Từ biểu thức trên cho thấy tổn thất công suất trên đường dây phụ thuộc vào thông
số đường dây, công suất và điện áp tại nút phụ tải.
(b) Đường dây có n phụ tải:

Hình 1.4 Sơ đồ đường dây n phụ tải
Tổn thất công suất trên đường dây được tính bằng cơng thức như sau:


9
∆𝑆 =

1
2
𝑈đ𝑚

× ∑𝑛𝑖=1(𝑃𝑖2 + 𝑄𝑖2 )(𝑟𝑖 + 𝑗𝑥𝑖 )

(1.5)

Với i = 1 tới n là chỉ số đoạn
Tổn thất công suất tác dụng:
∆𝑃 =

1
2
𝑈đ𝑚

× ∑𝑛𝑖=1(𝑃𝑖2 + 𝑄𝑖2 ) × 𝑟𝑖

(1.6)

× ∑𝑛𝑖=1(𝑃𝑖2 + 𝑄𝑖2 ) × 𝑥𝑖

(1.7)

Tổn thất cơng suất phản kháng:
∆𝑄 =

1
2
𝑈đ𝑚

1.3.1.2. Tổn thất điện năng trên đường dây
Nếu phụ tải của đường dây không thay đổi và xác định được tổn thất công suất
tác dụng trên đường dây là ∆P thì khi đó tổn thất điện năng trong thời gian t sẽ là:
𝑇

𝑇 𝑆𝑡2

𝑇

∆𝐴 = ∫0 ∆𝑃(𝑡 )𝑑𝑡 = 3𝑅 ∫0 𝐼𝑡2 𝑑𝑡 = 𝑅 ∫0

𝑇 𝑃𝑡2 +𝑄𝑡2

2 𝑑𝑡 = 𝑅 ∫0

𝑈𝑡

𝑈𝑡2

𝑑𝑡

(1.8)

Trong tính tốn, cơng thức trên được vận dụng khác nhau để tính tốn TTĐN cho
từng trường hợp như: tính theo đồ thị phụ tải, tính theo thời gian tổn thất cơng suất lớn
nhất và tính theo dịng điện trung bình bình phương hoặc tính tốn TTĐN theo đường
cong tổn thất [4].
Trong thực tế, để tính gần đúng ∆A có thể sử dụng phương pháp tính theo thời
gian tổn thất cơng suất lớn nhất để tính tốn tổn thất điện năng
∆𝐴 = ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 × 𝜏

(1.9)

Với τ được xác định gần đúng theo công thức kinh nghiệm như sau:
𝜏 = (0.124 + 𝑇𝑚𝑎𝑥 × 10−4 ) × 8760 (giờ)
𝜏 = 0.3𝑇𝑚𝑎𝑥 +

2
0.7×𝑇𝑚𝑎𝑥

8760

(giờ)

(1.10)
(1.11)

Trong đó Tmax là thời gian sử dụng công suất lớn nhất
Các công thức trên được sử dụng tốt trong qui hoạch, trong đó Tmax được chọn
theo loại phụ tải. Nhưng trong vận hành khó tính chính xác được tổn thất điện năng do
khơng có các thơng số chính xác về phụ tải.


10

1.3.2. Cách xác định TTCS và TTĐN máy biến áp
1.3.2.1. Tổn thất công suất trong máy biến áp
(a) Máy biến áp 02 cuộn dây

Hình 1.5 Sơ đồ MBA 02 cuộn dây
Có thể phân tổn thất cơng suất trong máy biến áp thành 02 thành phần: phụ thuộc
và không phụ thuộc vào phụ tải.
-

Thành phần không phụ thuộc vào phụ tải là tổn thất trong lõi thép của máy biến
áp còn được gọi là tổn thất khơng tải, nó chỉ phụ thuộc vào cấu tạo của máy biến
áp và được xác định theo số liệu kỹ thuật của máy biến áp
∆So = ∆Po + j∆Qo

(1.12)

Với:
∆𝑄𝑜 =

𝐼𝑜 𝑆đ𝑚

(1.13)

100

Trong đó:
Io là dịng điện khơng tải tính theo phần trăm (trong lý lịch máy)
∆Po là tổn thất công suất tác dụng không tải (trong lý lịch máy)
∆Qo là tổn thất công suất phản kháng không tải
-

Thành phần phụ thuộc vào phụ tải là tổn thất trong điện trở cuộn dây, còn gọi là
tổn thất đồng hay tổn thất ngắn mạch và được xác định bằng công thức sau:
∆𝑃𝑐𝑢 = 3𝐼2 𝑅𝑏 =

𝑃2 +𝑄2
2
𝑈đ𝑚𝑏

∆𝑄𝑐𝑢 = 3𝐼2 𝑋𝑏 =

𝑅𝑏 = ∆𝑃𝑁 (

𝑃2 +𝑄2
2
𝑈đ𝑚𝑏

𝑋𝑏 =

𝑆
𝑆đ𝑚

𝑈𝑁 𝑆 2
100𝑆đ𝑚

)

2

(1.14)

(1.15)

Trong đó S, P, Q là cơng suất tải qua máy biến áp, Sđm là công suất định mức của
máy biến áp và ∆PN là tổn thất ngắn mạch.


11
Rb và Xb phải tương thích với Uđmb, nghĩa là khi tính Rb và Xb ở cấp điện áp nào
thì phải sử dụng điện áp đó trong cơng thức tính ∆Pcu, ∆Qcu.
Tổng tổn thất trong máy biến áp:
∆𝑃𝑏 = ∆𝑃𝑜 + ∆𝑃𝑐𝑢 = ∆𝑃𝑜 + ∆𝑃𝑁 (
∆𝑄𝑏 = ∆𝑄𝑜 + ∆𝑄𝑐𝑢 = ∆𝑄𝑜 +

𝑆
𝑆đ𝑚

)

2

𝑈𝑁 𝑆 2
100𝑆đ𝑚

∆𝑆𝑏 = ∆𝑃𝑏 + 𝑗∆𝑄𝑏

(1.16)
(1.17)
(1.18)

Công suất phía cao máy biến áp là:
S’ = S + ∆Sb

(1.19)

(b) Máy biến áp 03 cuộn dây và tự ngẫu
Tổn thất không tải trong máy biến áp 03 cuộn dây hay biến áp tự ngẫu cũng được
xác định theo thông số kỹ thuật của từng loại máy:
∆Po tra bảng, ∆𝑄𝑜 =

𝐼𝑜 𝑆đ𝑚
100

Hình 1.6 Sơ đồ MBA 03 cuộn dây và tự ngẫu
Tổn thất đồng trong các cuộn dây được xác định theo cơng suất tải của mỗi cuộn
dây, vì tổng trở các cuộn qui về phía cao nên tổn thất cơng suất trong các cuộn đều
phải tính theo điện áp UC
Tổn thất đồng trong cuộn hạ áp:
𝑆′

2

∆𝑆𝑐𝑢𝐻 = ( 𝐻 ) × 𝑍𝐵𝐻
𝑈𝐶

(1.20)

Tổn thất đồng trong cuộn trung áp:
𝑆𝑇′

2

∆𝑆𝑐𝑢𝑇 = ( ) × 𝑍𝐵𝑇
𝑈𝐶

(1.21)

Tổn thất đồng trong cuộn cao áp:
𝑆′

2

∆𝑆𝑐𝑢𝐶 = ( 𝐶 ) × 𝑍𝐵𝐶
𝑈𝐶

(1.22)


12

Trong đó:
S’C = ST + SH; ST = S’T +∆ScuT; SH = S’H +∆ScuH;
UC: điện áp phía cao cáp
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 cơng suất MBA có đồ thị như phụ tải thì dùng Tmax để tính τ.
Tổn thất điện năng 1 năm tính theo τ là:
∆𝐴𝑏𝑘𝑡 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏

(1.23)

∆𝐴𝑏𝑐𝑢 = ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 × 𝜏

(1.24)

Tổng tổn thất:
∆𝐴𝑏 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 × 𝜏 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑁 (

𝑆𝑚𝑎𝑥 2
𝑆đ𝑚

) ×𝜏

(1.25)

Với: Tb là thời gian vận hành của máy biến áp
Smax là phụ tải cực của máy biến áp

Nếu có n máy biến áp như nhau làm việc song song thì tổn thất điện năng trong n
máy là:
1 𝑆𝑚𝑎𝑥 2

∆𝐴𝑏 = 𝑛 × ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑁 × (
𝑛

𝑆đ𝑚

) ×𝜏

(1.26)

Nếu cho đồ thị phụ tải bậc thang thì:
∆𝐴𝑏 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑁 ∑8760
0

𝑆𝑡2

2
𝑆đ𝑚

(1.27)

1.4. Các biện pháp giảm tổn thất điện năng
Nhìn chung cơng tác giảm tổn thất được tiến hành thơng 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 [2] có thể được
tóm gọn như sau:

1.4.1. Nhóm các giải pháp kỹ thuật
-

Hồn thiện cấu trúc lưới để có thể vận hành với tổn thất nhỏ nhất, làm thêm
điểm ngắt lưới, đường dây nối tuyến…

-

Đầu tư thêm đường dây mới để san tải, tăng cường tiết diện dây dẫn đối với các
đường dây đầy tải, nâng cấp hệ thống phân phối 1 pha thành 03 pha.

-

Bù kinh tế lưới điện phân phối bằng tụ điện.


13
-

Đơn giản hóa các cấp điện áp, thay thế lưới điện có điện áp thấp bằng lưới điện
có điện áp cao hơn.

-

Xây dựng các nhà máy và các trạm biến áp ở các trung tâm phụ tải.

-

Từng bước loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất cao
bằngcác thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp (đặc biệt là đối với MBA).

-

Giảm tổn thất thông qua điều độ kinh tế trong hệ thống: hệ thống điện sẽ giảm
được tổn thất điện năng thông qua việc đảm bảo chất lượng điện năng về tần số
và điện áp, duy trì điện áp ổn định trong hệ thống, điều khiển các máy phát
nhằm cân bằng công suất trong hệ thống.

-

Giảm tổn thất thông qua cải thiện hệ số phụ tải
 Hệ số phụ tải còn được gọi là hệ số điền kín phụ tải. Khi hệ số phụ tải của
hệ thống thấp, khả năng phát để cung cấp cho phụ tải cực đại càng lớn. Điều
này có nghĩa là phải đầu tư nhiều hơn cho nguồn, lưới điện và tổn thất cơng
suất cũng từ đó mà tăng lên.
 Hệ số phụ tải có thể được cải thiện nâng lên nếu đồ thị phụ tải được san
phẳng hơn bằng cách hạn chế việc sử dụng điện vào những giờ cao điểm và
chuyển sang sử dụng vào những thời điểm khác như giờ thấp điểm, thay đổi
qui trình sản xuất của các phụ tải cơng nghiệp để có đồ thị phụ tải hợp lý. Điều
này không dễ thực hiện theo ý muốn của các Công ty Điện lực, chỉ có cách là
điều chỉnh lại giá bán điện theo giờ nghĩa là bán giá cao vào lúc phụ tải đỉnh
và giá thấp hơn vào lúc phụ tải cực tiểu để người tiêu thụ điện ý thức về kế
hoạch sử dụng điện của chính họ.

-

Vận hành kinh tế trạm biến áp có nhiều máy biến áp.

-

Vận hành kinh tế lưới điện trung hạ áp nếu cấu trúc của chúng cho phép.

-

Phân bố tối ưu công suất phản kháng trong hệ thống điện làm cho dịngcơng suất
phản kháng vận chuyển hợp lý trên đường dây sẽ cho tổn thất công suất nhỏ
nhất.

-

Chọn đúng công suất máy biến áp phù hợp với yêu cầu phụ tải, tránh hiện tượng
máy biến áp làm việc non tải hay quá tải.

-

Giảm độ không đối xứng trong lưới điện phân phối.

-

Bảo quản tốt lưới điện để hạn chế hiện tượng rò điện, kịp thời phát hiện các
điểm rị điện lớn để khắc phục.

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 như:
sử dụng dây bọc, thay thế dần các loại kẹp quai để hạn chế hiện tượng câu móc điện
trước điện kế…


14
Tăng cường công tác quản lý trong khâu kinh doanh điện như: công tác ghi chỉ

số, áp giá bán điện…
Tăng cường công tác quản lý hệ thống đo đếm như: thử nghiệm, thay thế định kỳ
thiết bị đo đếm, đầu tư nâng cấp hệ thống đo đếm, thay thế dần những hệ thống đo
đếm cơng nghệ cũ có độ chính xác không cao.
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 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.
Ngồi ra, qua q trình giảm TTĐN hàng năm địi 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 vơ cùng quan trọng khơng những đối với
ngành điện mà có ảnh hưởng chung đến tồn nền kinh tế và xã hội của đất nước, góp
phần to lớn vào cơng cuộc cơng nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước.


15

CHƯƠNG 2
TÍNH TỐN VÀ ĐÁNH GIÁ TTĐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐÀ LẠT
2.1. Đặc điểm lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt
Điện lực Đà Lạt là một trong 12 Điện lực trực thuộc Công ty Điện lực Lâm
Đồng, với chức năng quản lý và kinh doanh điện năng (cấp điện áp đến 22kV) khu vực
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 4,4MW, sản lượng phát trung bình hàng năm
khoảng 15 triệu kWh, cơng suất phát trung bình 2.3MW.

-

NMTĐ Tà Nung, cơng suất 2.0 MW, sản lượng phát trung bình hàng năm

khoảng 7 triệu kWh, cơng suất phát trung bình 0.9MW.

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, chi tiết theo Bảng 2.1:
Bảng 2.1 Khối lượng đường dây trung áp
Stt

Nội dung

Tài sản Điện
lực
51.5

Tài sản
Khách hàng
9.1

Tổng cộng

Đường dây 22kV
60.6
ngầm (km)
2
Đường dây 22kV nổi
220.1
24.4
244.5
(km)
3

Đường dây 12.7kV
10.5
18.2
28.7
nổi (km)
Tổng cộng (1+2+3)
282.1
51.7
333.8
Tổng khối lượng đường dây hạ áp là 559.8 km, chi tiết theo Bảng 2.2
1