BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số:

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học:

Đà Nẵng - Năm 2018


LỜI CẢM ƠN
Trước tiên tôi xin được gửi lời cảm ơn đến tất cả các Quý Thầy/Cô đã giảng dạy


TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH
NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI
Sinh viên: Đinh Xuân Hợi

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số:

Trường Đại học Bách Khoa - ĐHĐN

- Khóa K34QB

Tóm tắt - Giảm tổn thất điện năng là một trong những mục tiêu quan trọng
trong sản xuất và kinh doanh điện. Ở nước ta, trong những năm gần đây nhu cầu về
điện ngày càng gia tăng, trong khi đó hệ thống lưới điện đã vận hành lâu năm với
việc xây dựng không đồng nhất và chưa tính toán cập nhật thường xuyên dẫn đến
tổn thất điện năng đáng kể ở nhiều khu vực trong hệ thống điện. Do vậy, việc tính
toán đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng để nâng cao hiệu quả vận hành
các lưới điện hiện hữu là rất cần thiết. Trong luận văn giới thiệu về tính toán tổn thất
điện năng lưới điện khu vực TP. Đồng Hới – Công ty Điện lực Quảng Bình bằng
phần mềm PSS/ADEPT, đồng thời đưa ra các giải pháp nhằm giảm tổn thất điện
năng lưới điện cho khu vực TP. Đồng Hới. Các giải pháp giảm tổn thất điện năng
như: tìm điểm mở tối ưu cho lưới điện trung thế, đề xuất thay thế máy biến áp lâu
năm, sử dụng thiết bị tiết kiệm năng lượng (MBA Amorphous) ...
Từ khóa – Tổn thất điện năng và các giải pháp giảm tổn thất điện năng.
RESEARCH ON SOLUTION TO REDUCE POWER LOSSES IN
DISTRIBUTION LINES OF DONG HOI CITY
Abstract - Reducing power loss is one of the important goals in the

LĐPP: Lưới điện phân phối.

-

CSPK: Công suất phản kháng.

-

CSTD: Công suất tác dụng.

-

PSS/ADEPT: Power System Simulator/Advanced Distribution Engineering
Productivity Tool: Phần mềm tính toán và phân tích lưới điện phân phối

-

TOPO _ Tie Open Point Optimization: Phân tích điểm mở tối ưu

-

ĐH: Trạm biến áp 110kV Đồng Hới 110/35/22kV - 2x40MVA.

-

BĐH: Trạm biến áp 110kV Bắc Đồng Hới 110/22kV - 25MVA.

-

LBS _ Load Break Switch: Dao cắt có tải.


ΔQ: Tổn thất công suất phản kháng.

-

TP: Thành phố


DANH MỤC CÁC BẢNG


DANH MỤC CÁC HÌNH


10

MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Trong những năm vừa qua, cùng với tốc độ tăng trưởng GDP trung bình hàng
năm của tỉnh Quảng Bình đạt khoảng 7,5%, nhu cầu năng lượng tiếp tục tăng với tốc
độ trung bình là 10%. Theo Quy hoạch lưới điện tỉnh Quảng Bình giai đoạn 20162025, có xét đền 2035 đã được Bộ Công Thương phê duyệt, dự báo nhu cầu sử dụng
điện của tỉnh Quảng Bình sẽ tăng bình quân khoảng 15,4%/năm trong giai đoạn 2016 2020, khoảng 12,1 %/năm trong giai đoạn 2021 - 2025 và khoảng 7,6%/ năm trong
giai đoạn 2026-2030. [13]
Để đáp ứng đủ nhu cầu năng lượng theo yêu cầu ngoài việc phát triển nguồn, lưới
phải thực hiện tiết kiệm và sử dụng năng lượng hiệu quả. Điều này cũng đã được
Chính phủ thể chế hoá trong Luật điện lực ban hành tháng 6 năm 2005 và mới đây
Quốc hội thông qua Luật “Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả”, chính thức có
hiệu lực từ ngày 01/01/2011. Trong đó ngành điện phải xây dựng chương trình, kế
hoạch, định mức và lộ trình cụ thể nhằm giảm tổn thất điện năng trong hệ thống truyền
tải và phân phối điện. [7]

trong những năm tiếp theo.
3. Đối tượng và phạm vi 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.
Phạm vi nghiên cứu của đề tài: lưới điện trung áp khu vực TP Đồng Hới.
4. Phương pháp nghiên cứu
Sử dụng phương pháp nghiên cứu và thực nghiệm:
Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, sách báo, giáo trình,
…viết về vấn đề tính toán xác định tổn thất công suất và tổn thất điện năng, các giải
pháp giảm tổn thất điện năng trong lưới cung cấp điện điện.
Phương pháp thực nghiệm: Áp dụng các lý thuyết đã nghiên cứu, sử dụng phần
mềm PSS/ADEPT và các chương trình MDMS, CMIS3 để thao tác tính toán tổn thất
công suất và tổn thất điện năng, điểm mở tối ưu nhằm đánh giá hiệu quả công tác quản
lý vận hành lưới phân phối hiện tại và lưới điện sau khi áp dụng các giải pháp giảm tổn
thất điện năng.
5. Dự kiến kết quả đạt được
Đề xuất các giải pháp để giảm TTĐN LĐPP TP Đồng Hới, tỉnh Quảng Bình giúp
Điện lực Đồng Hới nói riêng và Công ty Điện lực Quảng Bình nói chung hoàn thành
tốt chỉ tiêu tổn thất điện năng EVNCPC giao, tối ưu hóa chi phí, nâng cao lợi nhuận
cho doanh nghiệp.
6. Bố cục của luận văn
Bố cục luận văn ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung của luận văn
được biên chế thành 3 chương như sau:
Chương 1: Tổng quan hiện trạng LĐPP khu vực TP Đồng Hới.


12
Chương 2: Tính toán, phân tích, đánh giá hiện trạng TTĐN LĐPP khu vực TP
Đồng Hới

Thành phố Đồng Hới có 16 đơn vị hành chính, gồm 10 phường và 6 xã:
Bảng 1.1: Các đơn vị hành chỉnh của thành phố Đồng Hới
Số TT
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16

Đơn vị hành chính
Phường Bắc Lý
Phường Bắc Nghĩa
Phường Đồng Mỹ
Phường Đồng Phú
Phường Đồng Sơn
Phường Đức Ninh Đông
Phường Hải Đình
Phường Hải Thành
Phường Nam Lý

3.738

Diện tích (km2)
10,19
7,76
0,58
3,81
19,65
3,13
1,37
2,45
3,9
3,06
16,3
5,21
13,4
16,22
3,23
45,28


15
- Dân số nội thị: 68.165 người.
- Mật độ dân số nội thị: 1.226 người/ km2.
- Đất ngoại thị: 99,69 km2.
- Dân số ngoại thị: 35.823 người.
- Mật độ dân số ngoại thị: 359 người/ km2.
* Khí hậu: Nhiệt độ trung bình năm 24,40C, lượng mưa trung bình từ 1.300 đến
4.000 mm, tổng giờ nắng 1.786 giờ/năm, độ ẩm trung bình trong năm khoảng 84% và
thuộc chế độ gió mùa: gió Đông Nam (gió nồm), gió Tây Nam (gió nam), gió Đông

liên tục (cao nhất 24,13m); giữa các đụn cát thỉnh thoảng có những hồ nước, khe
nước ngọt tự nhiên, quanh năm có nước (bàu Tró, bàu Nghị, Bàu Tràm, bàu Thôn,
Bàu Trung Bính…)
1.2. Giới thiệu về Điện lực Đồng Hới
1.2.1. Chức năng, nhiệm vụ và tổ chức bộ máy của Điện lực
a. Chức năng:
- Quản lý vận hành, khai thác hệ thống lưới điện trung, hạ áp trên địa bàn thành
phố Đồng Hới, thị trấn Nông trường Việt Trung thuộc huyện Bố Trạch và xã Trường
Sơn thuộc huyện Quảng Ninh;
- Quản lý kinh doanh điện năng và tổ chức thực hiện các nghiệp vụ kinh doanh
bán điện trên địa bàn quản lý được phân công;
- Đại diện là đầu mối quan hệ giữa Tổng công ty, Công ty với địa phương và
khách hàng sử dụng điện.
b. Nhiệm vụ:
- Đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, kịp thời và chất lượng cho khách hàng
sử dụng điện;
- Quản lý, sử dụng và khai thác có hiệu quả các nguồn lực được Công ty Điện lực
giao như: lao động, tài sản ...để hoàn thành nhiệm vụ được giao;
- Các Điện lực tranh thủ sự hỗ trợ của địa phương trong công tác bảo vệ an toàn
về người và tài sản của Nhà nước được giao quản lý cũng như việc mở rộng và phát
triển lưới điện tại địa phương;
- Thực hiện các hoạt động quân sự, tự vệ theo yêu cầu của cấp trên. Thực hiện
công tác bảo vệ và phối hợp với địa phương tổ chức thực hiện các yêu cầu về bảo vệ
tài sản, an ninh trong đơn vị;
- Các nhiệm vụ khác theo sự phân công của Công ty.
c. Tổ chức quản lý Điện lực Đồng Hới:
- Lãnh đạo Điện lực: gồm 01 Giám đốc và 02 Phó giám đốc (01 phó giám đốc
Kinh doanh và 01 PGĐ Kỹ thuật).
- Các đơn vị trực thuộc: Phòng Tổng hợp, Phòng Kế hoạch - Kỹ thuật, Phòng
Kinh Doanh, Phòng Tài chính Kế toán, Đội quản lý vận hành đường dây và trạm biến

Tổvà
Quản
XLSClý lưới điện

Hình 1.1: Mô hình hoạt động của Điện lực Đồng Hới
1.2.2. Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện
Điện lực Đồng Hới được cấp điện bằng 02 trạm 110kV Đồng Hới và Bắc Đồng
Hới có tổng công suất 105MVA (2x40 + 1x25 MVA) thông qua 11 xuất tuyến 22kV và
02 xuất tuyến 35kV (1 xuất tuyến chủ yếu cấp điện cho Trạm trung gian Hoàn Lão Điện lực Bố Trạch, 1 xuất tuyến cấp điện dự phòng cho Đài phát sóng trung có thời
gian hoạt động không liên tục), phạm vi cấp điện, khối lượng lưới điện của các xuất
tuyến như phụ lục 1.
Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện của Điện lực Đồng Hới tính đến
31/8/2018 như bảng dưới đây.
Bảng 1.2: Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện của Điện lực Đồng Hới
TT

Hạng mục

ĐVT

Tài sản
ngành điện

Tài sản
khách hàng

1
2

Đường dây 35kV

Tổng
24,0
273,7
13,4
285,7
416,9
34,7


18
TT
5
6

7

Hạng mục
Cáp ngầm hạ thế
Trạm trung gian
- Trạm 35/6kV
+ MBA
+ Dung lượng
- Trạm 22/6kV
+ MBA
+ Dung lượng
Trạm phân phối
- Trạm 35/0,4kV hoặc
35(22)/0,4kV
+ MBA
+ Dung lượng

ĐVT

Tài sản
ngành điện

Tài sản
khách hàng

Tổng

km

0,3

Trạm
máy
kVA
Trạm
máy
kVA
Trạm

295

0,8
4
3
3
3.250
1


26
13.365

Trạm

288

291

579

máy

288

291

kVA

69.800

89.565

400
9
9
2.550
391
391

Máy
bộ
bộ
Tủ
Bộ
Bộ

8
150
10

264
264
31.920
2
19
8
62
89
25

1.3. Tình hình thực hiện nhiệm vụ sản xuất kinh doanh
1.3.1. Tình hình thực hiện các chỉ tiêu SXKD các năm 2015,
2016 và 2017
Các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh các năm 2015, 2016 và 2017 tại Điện lực Đồng
Hới như Bảng 1.3.


19



2015

2016

2017

169.902.099
4,25
1.752,16
99,95
9,3
41.441

177.627.187
5,17
1.798,1
100,18
4,55
42.767

197.859.833
3,87
1.819,25
100,03
11,39
44.285

Trong năm 2016, tốc độ tăng trưởng thương phẩm thấp so với năm 2015 và thấp
nhất trong giai đoạn 2015 - 2017, nguyên nhân do ảnh hưỡng của sự cố môi trường

nhau (có khi ngày giao, nhận là 30 ngày nhưng thương phẩm là 31 ngày hoặc ngược
lại), … Do đó, không thể căn cứ vào kết quả này để xây dựng phương án giảm tổn
thất điện năng cho Đơn vị.
1.3.2.2. Khái niệm và cách tính tổn thất theo phiên 01 hàng tháng:
Phương pháp tính theo công văn số 1508/EVN-KD+KTSX ngày 20/4/2016 của
Tập đoàn Điện lực Việt Nam về việc hướng dẫn bổ sung phương pháp xác định tổn
thất điện năng lưới điện phân phối [16]. Cách tính như sau:
a. TTĐN lưới điện trung áp:
- Điện năng nhận bao gồm:
+ Tổng điện năng giao các công ty phát điện của EVN: ANM_TA
+ Tổng điện năng giao các công ty phát điện độc lập: AIPP_TA
+ Tổng điện năng giao các công ty phát điện của Công ty điện lực: Anm_TA
+ Tổng điện năng giao lưới điện nước ngoài: ANN_TA
+ Tổng điện năng giao các công ty truyền tải điện/các công ty lưới điện cao thế
khác: ATT_TA
+ Tổng điện năng giao các Công ty Điện lực khác: AĐL_TA
+ Tổng điện năng giao lưới điện cao áp: ACA_TA
+ Tổng điện năng giao các khách hàng chuyên dùng trung áp (có máy phát điện
diesel, pin mặt trời …): AKH_TA
- Tổng điện năng nhận của lưới điện trung áp:
ATA nhận = ANM_TA+AIPP_TA+Anm_TA+ANN_TA+ATT_TA+AĐL_TA+ACA_TA+AKH_TA
- Điện năng giao (gồm cả sản lượng điện nhận giao ngay không gây tổn thất), bao
gồm:
+ Tổng điện năng giao các công ty phát điện của EVN, các công ty phát điện của
công ty điện lực quản lý và các công ty phát điện độc lập: ATA_NM, ATA_nm, ATA_IPP
+ Tổng điện năng giao lưới điện nước ngoài: ATA_NN


21
+ Tổng điện năng giao các công ty truyền tải điện/các công ty lưới điện cao thế

+ Điện năng tổn thất: ∆AHA = (A*TBACC + AKH_HA ) x ∆AHA%


22
+ Trong đó A*TBACC là tổng điện năng nhận đầu nguồn của các trạm biếp áp công
cộng được xác định bằng chỉ số chốt lúc 0h00 ngày 01 hàng tháng của các công tơ
tổng trạm biến áp công cộng (A*TBACC ≠ ATBACC ).
c. TTĐN của đơn vị:
+ Điện năng tổn thất trung áp: ∆ATA = (ATA nhận - ATA OTT) x ∆ATA%
+ Điện năng tổn thất hạ áp: ∆AHA = (A*TBACC + AKH_HA ) x ∆AHA%

+ Tỷ lệ tổn thất: ∆AĐL% =

∆ATA + ∆AHA
x100%
AĐL nhan − AĐL OTT

AĐL nhận là điện năng nhận đầu nguồn của đơn vị
AĐL OTT là tổng điện năng nhận giao ngay không gây TTĐN và không được tính
vào điện năng để xác định tỷ lệ TTĐN trên lưới điện.
- Phương pháp này có ưu điểm là có thể phân tích và đánh giá kết quả TTĐN
hàng tháng của đơn vị khá chính xác do giảm bớt được sai lệch giữa thời gian ghi chỉ
số công tơ đầu nguồn và thời gian ghi chỉ số công tơ của khách hàng, tỷ lệ tổn thất
điện năng hàng tháng sẽ giao động rất ít xung quanh giá trị thực của tổn thất điện năng
lưới điện.
- Có thể tính TTĐN trên từng khu vực nhỏ, tổng TTĐN từng khu vực nhỏ là kết
quả tổn thất chung của toàn hệ thống. Khi biết được tổn thất trên từng khu vực sẽ có
các giải pháp giảm TTĐN phù hợp cho từng khu vực.
- Tuy nhiên phương pháp này phải tổ chức ghi bổ sung chỉ số lúc 0h00 vào ngày
01 hàng tháng của các công tơ: đầu nguồn, ranh giới, công tơ bán điện cho khách hàng

Bảng 1.5. TTĐN các năm 2015, 2016 và 2017 theo phiên 01 hàng tháng
TT
1
2

Khu vực TTĐN
TTĐN hạ áp
Tỷ lệ
TTĐN trung áp

Đơn vị
kWh

2015
4.050.969

2016
3.564.296

2017
3.448.107

%
kWh

3,50
5.519.971

2,88
5.567.891


4,96

3,63

%

2017

Nhận xét về công tác giảm TTĐN:
Tổn thất điện năng tại Đồng Hới có tăng trong năm 2016 và giảm sâu trong năm
2017, năm 2016 thực hiện 4,96% tăng 0,71% so với năm 2015, năm 2017 thực hiện
3,63% giảm 1,33% so với năm 2016.
1.4. Tổn thất và nguyên nhân gây tổn thất
1.4.1.

Tổn thất kỹ thuật

Tổn thất kỹ thuật là tiêu hao điện năng tất yếu xảy ra trong quá trình truyền tải và
phân phối điện năng từ các nhà máy đến các hộ tiêu thụ điện. Do dây dẫn, máy biến
áp, thiết bị trên lưới đều có trở kháng nên khi dòng điện chạy qua gây tiêu hao điện
năng do phát nóng máy biến áp, dây dẫn và các thiết bị điện. Ngoài ra đường dây dẫn
điện cao áp từ 110 kV trở lên còn có tổn thất vầng quang; dòng điện qua cáp ngầm, tụ
điện còn có tổn thất do điện môi, đường dây điện đi song song với đường dây khác
như dây chống sét, dây thông tin... có tổn hao điện năng do hỗ cảm. [15]
Tổn thất kỹ thuật trên lưới điện bao gồm TTCS tác dụng và TTCS phản kháng.
TTCS phản kháng do từ thông rò, gây từ trong các máy biến áp và cảm kháng trên
đường dây. TTCS phản kháng chỉ làm lệch góc và ít ảnh hưởng đến TTĐN. TTCS tác
dụng có ảnh hưởng đáng kể đến TTĐN. Tổn thất kỹ thuật có các nguyên nhân chủ yếu
như sau:

- Hiện tượng vầng quang điện: đối với đường dây điện áp cao từ 110kV trở lên
xuất hiện hiện tượng vầng quang điện gây TTĐN.
- 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.
1.4.2.

Tổn thất thương mại

Tổn thất thương mại là do tình trạng vi phạm trong sử dụng điện như: lấy cắp
điện dưới nhiều hình thức (câu móc điện trực tiếp, tác động là sai lệch mạch đo đếm
điện năng, gây hư hỏng, chết cháy công tơ, các thiết bị mạch đo lường …); do chủ
quan của người quản lý khi biến điện áp mất pha, biến dòng điện, công tơ chết, cháy
không xử lý kịp thời, bỏ sét hoặc ghi sai chỉ số, do không thực hiện đúng chu kỳ kiểm
định và thay thế công tơ định kỳ theo quy định của Pháp lệnh đo lường; đấu nhầm, đấu
sai sơ đồ đấu dây … 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. [15]
1.4.3.

Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS

1.4.3.1. Quan hệ giữa các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN
Khi tính toán thiết kế, với yêu cầu độ chính xác không cao có thể áp dụng nhiều
cách tính gần đúng ngay cả khi rất thiếu thông tin. Trên cơ sở giả thiết đã xác định
được ∆Pmax là TTCS ứng với chế độ phụ tải cực đại, khi đó TTĐN sẽ là:


25
∆A = ∆Pmax.τ

(1.1)





(1.3)

Công thức Valander:
2

Tmax  
Tmax  
τ = 8760. 0,13.
 +  0,87.
 
8760  
8760  


-

(1.4)

Tra đường cong tính toán:
τ = f(Tmax,cosϕ)

(1.5)

Các công thức trên đều chỉ tính gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm cận hoá.
Đối với lưới điện phân phối hiện nay do thiếu thông tin nên có thể áp dụng các công
thức trên để xác định TTĐN trong sai số có thể chấp nhận được.