ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHẠM HỒNG QUẢNG

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

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số:

60.52.02.02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 1: TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 2: PGS.TS. VÕ NGỌC ĐIỀU

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

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


2

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

3

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

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


5

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

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


6

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

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

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


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

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


10

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

Tên đường
dây

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

STT

Tuyến đường dây

1pha

3pha

Tổng

10.6080

6.7040

17.3120

23.6340

23.6340

1

471 Đà lạt 2

2

Tuyến 474+478+480
110kV Suối vàng

3

11

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

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


12

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

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


13

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

ATA
AĐLnhan

AHA
AĐL 0TT

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

10
SLĐTT TLTT SLĐTT TLTT SLĐTT TLTT SLĐTT TLTT SLĐTT TLTT

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

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

(Nguồn: Phòng Kinh doanh)

SL
ĐTT

TL
TT

SL
ĐTT

9
TL
TT

SL
ĐTT

10
TL
TT

SL
ĐTT

TL
TT

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


4,477

4.72%

5.83%

1,926 6.84%

1,846 6.26%

1,861 5.21%

2,082 6.14%

2,352 5.92%

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

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

TTĐN hạ áp

TTĐN toàn đơn
vị

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

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

30,284,000

9,970,536 336,900 352,380

0.41 392,749 4.69

745,130

0.87


659,700

36,484

0.04 22,840 5.83

59,324

0.07

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


15

Kết quả tính toán bằng phần mêm PSS/adept.
Bảng 2.11. Thông số đầu nguồn và mô phỏng:
Bảng 2.12. Kết quả tính toán tổn thất:
2.7. Kết quả thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện.
Kết luận chương:
Việc thực hiện lắp đặt công tơ ranh giới, công tơ cho từng xuất tuyến, công
tơ tổng từng TBA công cộng; theo dõi, quản lý biến động TTĐN của từng xuất
tuyến, từng TBA công cộng hàng tháng và lũy kế đến tháng thực hiện là thật sự
cần thiết. Từ các kết quả phân tích sẽ khoanh vùng được khu vực xảy ra tổn thất,
từ đó có các biện pháp xử lý kịp thời. Thực hiện đồng thời việc so sánh kết quả
lũy kế với kết quả tính toán TTĐN kỹ thuật để đánh giá thực tế vận hành cũng như

(V)

(Ω)

(kW)

(kW)

(kW)

23400

3.96

469.8

54

524

(kWh)
11943

∆A
(%)
6.3

NMTĐ phát 2 tổ
23200
3.96

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


17

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

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

cosφ
0.9
0.9
0.88

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

141.4
80

1.76
1.5

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

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



Q3
U3
5.47 2.7
23.2
5.52 2.58 23

Nút 4
P4
Q4
U4
2.31 2.85 23.7
4.04 2.34 23.1

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

16-11-17
21-01-18
Giảm

P1
7.8
7.54


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


21

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

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


22

P
8.1
5.4

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

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


23

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