BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

LÝ BÙI QUỐC THÁI

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

Chuyên ngành : Kỹ Thuật Điện
Mã số

: 60.52.02.02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRỊNH TRUNG HIẾU

Phản biện 1: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 2: PGS.TS. VÕ NGỌC ĐIỀU

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ
thuật, chuyên ngành kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày
03 tháng 03 năm 2018.

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


2

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

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


3

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

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


5

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

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


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


8

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



9

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


12

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

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

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


13

Liên kết
tuyến

Stt
17
18
19
20
21

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

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

606

5,311,845

6.40

56,028

1.05%


4,090

35,826,575

49.66

435,056

1.21%

5,876

51,469,380

62.86

550,644

1.07%

5,750

50,371,460

94.50

827,829

1.64%


39,010

341,725,218 540.33

4,733,301

1.39%


14

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

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

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

471

không
472/E1/200

2

4

474

không

không

5

475

không

không

24h/ngày


16

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


không

không

Thời gian hoạt
động

không

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

8h đến 21h

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

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


17

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

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

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


18

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

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

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


19

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

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

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

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


21

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

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

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

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