ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

ĐINH XUÂN HỢI

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: 8520201

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. ĐOÀN ANH TUẤN

Phản biện 1: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 2: TS. LÊ KỶ

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ
thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 27 tháng
10 năm 2018.

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:

tải lớn của công ty Điện lực Quảng Bình, chiếm khoảng 37% tổng sản lượng của
công ty Điện lực Quảng Bình, tổn thất điện năng thực hiện năm 2017 đạt 3,87%
tư ng đối cao so với lộ trình đến năm 2020 phải thực hiện được của Điện lực là
3,37%. [16]
Trong những năm gần đây nhu cầu về điện tăng cao, trong khi đó hệ thống lưới
điện đ vận hành lâu năm, xây ựng chắp vá chưa theo kịp quy hoạch, chưa đáp ứng
được yêu cầu về chất lượng cung cấp điện dẫn đến tổn thất điện năng cao. Do vậy,
cần thiết phải tính toán đưa ra các giải pháp giảm tổn thất tối ưu nhằm đáp ứng yêu
cầu cung cấp điện an toàn, ổn định, liên tục và chất lượng tốt để phục vụ chính trị, an


2

ninh quốc phòng, phát triển kinh tế xã hội và nhu cầu sinh hoạt của nhân dân cả tỉnh
nói chung và tr n địa bàn thành phố Đồng Hới nói riêng.
Tr n đây là lý o học viên chọn đề tài “Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất
điện năng lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới” cho luận văn tốt nghiệp của
mình.
2. Mụ đ h n hi n ứu
Mục đích của luận văn là nghi n cứu c sở lý thuyết, sử dụng một số phần mềm
ứng dụng (CMIS , MDMS, PSS/ADEPT) để phân tích tổn thất hiện tại tr n LĐPP
của TP Đồng Hới.
Đề xuất một số giải pháp giảm tổn thất điện năng một cách hữu hiệu nhằm giúp
TP Đồng Hới triển khai thực hiện hiệu quả h n trong công tác giảm tổn thất điện
năng trong những năm tiếp theo.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài là các phư ng pháp tính toán tổn thất công suất,
tổn thất điện năng tr n 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.

Chư ng : Đề xuất các giải pháp giảm TTĐN LĐPP khu vực TP Đồng Hới.
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC TP
ĐỒNG HỚI
1.1. Đặ điểm tự nhiên thành phố Đồng Hới

1.1.1. Vị trí địa lý - kinh tế
* Vị trí địa lý
Thành phố Đồng Hới, thuộc tỉnh Quảng Bình nằm trên quốc lộ 1A, Đường sắt
Thống nhất Bắc Nam và đường Hồ Chí Minh, có vị trí địa lý 17o21’ vĩ độ bắc và
106o10’ kinh độ đông.
Thành phố có vị trí trung tâm của tỉnh Quảng Bình, cách khu du lịch di sản thiên
nhiên thế giới vườn quốc gia Phong nha - Kẻ Bàng 50 km, cách khu du lịch suối
Bang 50 km, cách khu cụm Cảng biển Hòn La 60 km và cửa khẩu quốc tế Cha Lo
180 km, Đồng Hới nằm ngay dọc bờ biển, có sông Nhật Lệ chảy giữa lòng thành phố,
bờ biển với chiều dài 12 km về phía Đông thành phố và hệ thống sông, suối, hồ, rừng
nguyên sinh ở phía tây thành phố rất thích hợp cho phát triển du lịch, nghỉ ng i, giải
trí.

1.1.2. Điều kiện tự nhiên
* Diện tích tự nhiên: 155,54 km2
* Dân số: 10 .988 người
* Địa hình, địa chất: Địa hình, địa chất của Đồng Hới đa ạng bao gồm
vùng gò đồi, vùng bán s n địa, vùng đồng bằng và vùng cát ven biển.
1.2. Giới thiệu về Điện lự Đồng Hới

1.2.1. Chức năng, nhiệm vụ và tổ chức bộ máy của Điện lực
a. Chức năng:



01

Điện thư ng phẩm

kWh

169.902.099

177.627.187

197.859.833

02
03

Điện tổn thất
Giá bán bình quân

%
đ/kWh

4,25
1.752,16

5,17
1.798,1

3,87
1.819,25


Hiện tại tổn thất điện năng tại các Điện lực được tính toán theo 02 phư ng pháp
như sau:
1.3.2.1. Khái niệm và cách tính tổn thất điện năng theo phiên kinh doanh:
1.3.2.2. Khái niệm và cách tính tổn thất theo phiên 01 hàng tháng:
1.3.2.3. Số liệu TTĐN Điện lực Đồng Hới các năm 2015, 2016, 2017


5

ng 1.4. TTĐN các năm 2015, 2016 và 2017 theo phiên kinh doanh
TT

Thông số

Đ n vị

1

Sản lượng TTĐN

kWh

Tỷ lệ

2015

2016

2017



kWh
kWh

Tỷ lệ

2017

3.564.296

3.448.107

3,50

2,88

2,57

5.519.971

5.567.891

5.902.635

2,51

2,42

2,29


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. T n thất và n u n nh n

1.4.1. Tổn t t

t n thất

t uật

1.4.2. Tổn t t t ư ng m i
1.4.3. Các ếu tố ản

ư ng đến trị ố TTCS

1.4.3.1. Quan hệ giữa các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN
1.4.3.2. Các ếu tố nh hư ng đến tr số TTCS

1.4.4. Các ếu tố ản

ư ng đến trị ố TTĐN

1.5. T nh t n TTCS t n

151 C

ư ng

1 5 2 P ư ng


ng điện trung
i gian tổn t t

n

n

ư ng


6

1.6.4. P ư ng

á đư ng c ng tổn t t

1.6.5. P ư ng

á tín t án TTĐN t e qu định của EVN

Do đặc thù của lưới điện phân phối có khối lượng đường dây và trạm biến áp
phụ tải lớn, công suất phụ tải biến đổi liên tục theo thời gian nên trong phạm vi sai số
cho phép trong công tác quản lý vận hành và quản lý kinh oanh điện năng, Tập đoàn
Điện lực Việt Nam (EVN) đ quyết định số 994/QĐ-EVN ngày 15/9/2009 của EVN
về việc tính toán TTĐN kỹ thuật tr n lưới điện, sử dụng thống nhất phư ng pháp tính
tổn thất điện năng như sau [15]:
24

A

(1.26)

 Si, Smax : là giá trị phụ tải đầu xuất tuyến tại các thời điểm ti và tmax.
1.7. Kết luận
Chư ng 1 đ đề cập đến đặc điểm, vai trò của lưới điện phân phối, các yếu tố
ảnh hưởng, các phư ng pháp lý thuyết tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện năng
của lưới điện phân phối và quy định hiện hành của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về
việc tính toán TTĐN lưới điện.
Các nguy n nhân gây ra TTĐN bao gồm 2 dạng :
+ Tổn thất kỹ thuật: Là tổn thất điện năng o kỹ thuật công nghệ gây ra trong
quá trình truyền tải và phân phối điện năng.
+ Tổn thất phi kỹ thuật: là tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải và phân
phối do sự không hoàn thiện của hệ thống đo đếm điện năng, o công tác quản lý của
Công ty Điện lực, do khách hàng vi phạm quy chế sử dụng điện.


7

Vấn đề nghiên cứu, áp dụng các giải pháp để giảm tỷ lệ TTĐN xuống mức hợp
lý có ý nghĩa rất lớn trong vận hành lưới điện, bao gồm các biện pháp cần đầu tư và
không cần đầu tư. Trong luận văn này tác giả sẽ tiếp tục nghi n cứu các giải pháp
giảm TTĐN nhằm thực hiện mục tiêu quản lý năng lượng có hiệu quả, đáp ứng việc
cung cấp điện liên tục, đảm bảo chất lượng cho mọi nhu cầu sử dụng điện năng tr n
địa bàn Điện lực Đồng Hới quản lý.
CHƯƠNG 2
TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN
NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC TP ĐỒNG HỚI
2.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT

2.1.1. Giới thiệu chung về phần mềm PSS/ADEPT

tháng năm 2018.
- Sau khi tiến hành thu thập và xử lý số liệu tại các công t các xuất tuyến 471478 TBA 110kV ĐH, xuất tuyến 471, 47 , 477 TBA 110kV BĐH, ta có bảng công
suất phụ tải hàng giờ, đồ thị phụ tải của ngày điển hình đối với lưới điện 35kV, 22kV
và lưới điện tổng thể TP Đồng Hới như sau:
Đồ thị phụ tải ngày điển lưới 5kV TP Đồng Hới
8000
7000
6000
5000

Phè (kW)

4000

Qhè (kVAr)

3000

Pđông (kW)

2000

Qđông (kVAr)

1000

t(h)

0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Đồ thị phụ tải ngày điển hình của TP Đồng Hời
45000

40000

35000

30000
Phè (kW)
25000
Qhè (kVAr)
20000
Pđông (kW)
15000
Qđông (kVAr)
10000

5000

t(h)

0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hình 2.15. Đồ thị phụ tải ngày điển hình TP Đồng Hới
Từ bảng thông số tr n ta thấy có các chế độ phụ tải trong ngày như sau:
- Mùa hè:
Cực đại: Pmax = 40MW, vào buổi sáng (9h00-11h00), buổi chiều (15-17) và
vào buổi tối (19h00-23h00).
Cực tiểu: Pmin= 22,87MW vào các giờ đầu ngày từ 0h00-06h00.


- Tỷ lệ tổn thất điện năng kỹ thuật:
%

x100%

+ Với A (kWh) là điện năng nhận của lưới điện trong khoảng thời gian T.
Đối với xuất tuyến 471 trạm biến áp 110kV Đồng Hới:
- Tổng tổn hao không tải : ∆Po

35,847 (kW)

- Tính bằng phần mềm PSS/ADEPT ở chế độ mùa hè có:
- Mùa hè: từ 01/4/2018 đến 31/8/2018
∆Pmax hè = 48,53 (kW)
+ Kđt hè = 0,709
+ thời gian tính toán Thè= 153 x 24 = 3.672(h)
∆Ahè = 35,847x3.672 + 48,53 x 0,709 x 3.672 = 257.975,5 (kWh)
- Công suất nhận của xuất tuyến 471 mùa hè: Ahè = 14.814.384 (kWh)
- Tổn thất xuất tuyến 471 là:
he

%

257.975,5
x100% 1, 74%
14.814.384

b. Tính TTĐN theo phụ tải ngày điển hình:
- Phụ tải ngày điển hình mùa hè của xuất tuyến 471 trạm biến áp 110kV Đồng

i 1

Pi 1 )

i (i 1) 1
=
2
2

24

(Pi

(2.1)

Pi 1 )

i 1

Kết quả tính toán tổn thất công suất ΔP theo P từ phần mềm PSS/ADEPT của
ngày điển hình mùa hè và mùa đông như các bảng sau .
ng 2.1. ết qu tính toán ΔP theo P ngà điển hình mùa hè
Giờ

P(kW)

∆ (kW)

1


3295

19,516

7

3637

23,838

8

3933

27,952

9

4516

37,071

10

4708

40,378


12


15

5151

48,546

16

5055

46,689

17

4807

42,121

18

4254

32,845

19

4054

29,744


Từ số liệu của đồ thị Hình 6 và
ΔP (kW)

, ta xây dựng được:

Đồ thị đường cong tổn thất

60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0.000
1

2

3

4

5

6

7

8

( Pi

(2.2)

Pi 1 )

i 1

Áp dụng các công thức (2.1) và (2.2), ta tính được bảng số liệu sau:
ng 2.2. Tính toán điện năng tiêu thụ và tổn thất điện năng trong ngà điển hình
mùa hè của XT 471 Đồng Hới
Giờ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

5061
46,806
4694
40,132
4581
38,208
4795
41,907
5151
48,546
5055
46,689
4807
42,121
4254
32,845
4054
29,744
4330
34,204
4450
35,972
4787
41,752
4833
42,582
4327
33,958
T n ộn
Tổn thất điện năng mùa hè:

4810,2
4579,9
103.256,8

∆A (kWh)
30,987
26,300
23,496
21,990
21,007
19,980
21,677
25,895
32,512
38,725
43,592
43,469
39,170
40,058
45,227
47,618
44,405
37,483
31,295
31,974
35,088
38,862
42,167
38,270
821,242

5
6
7
8
9
10
11
12

T n xuất
tu ến

471/ĐH
472/ĐH
47 /ĐH
474/ĐH
475/ĐH
476/ĐH
477/ĐH
478/ĐH
471/BĐH
47 /BĐH
477/BĐH
72/ĐH
T n ộn

2.2.4. S

án


113,773
227,173
201,862
307,239
2.205,310

8 tháng
năm 2018
367,615
81,372
338,855
228,101
272,189
235,835
138,579
283,568
162,188
305,610
306,413
443,626
3.163,950

Sản ượn
th nh i
th n năm
201 (t iệu
kWh)
20.802,068
13.817,112
15.284,165

Qua kết quả thực hiện tổn thất điện năng 8 tháng đầu năm 2018, ta có bảng so
sánh giữa kết quả thực hiện và kết quả tính toán theo cách tính của EVN bằng phần
mềm PSS/ADEPT như bảng sau:


15

ng 2.6. So sánh TTĐN lưới điện trung áp Đồng ới giữa thực tế và tính toán
TT
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12

T n xuất tu ến
471/ĐH
472/ĐH
47 /ĐH
474/ĐH
475/ĐH
476/ĐH
477/ĐH

1,97
1,52
2,29
1,74
1,66
2,27
2,29
1,36
1,72

Tăn / iảm
(+/-)
0,86
0,80
0,61
0,30
0,46
0,18
0,32
0,40
0,37
(0,30)
1,99
0,54
0,54

Qua kết quả tính toán tổn thất điện năng theo lý thuyết và thực tế, nhận thấy
rằng kết hai kết quả có lệch nhau theo Bảng 2.6. Việc sai lệch này là do sai số của hệ
thống công t ranh giới tại đầu các xuất tuyến, o đóng mạch vòng cấp tải qua lại
giữa các xuất tuyến nhưng giữa các mạch vòng liên lạc không có công t đo đếm và

5%

ban, các thành viên bao gồm: Phó giám đốc, trưởng các phỏng, đội trưởng sản xuất


17

các khu vực. Phân công trách nhiệm các thành viên cụ thể, rõ ràng ứng với từng vị trí,
phạm vi công việc.
- Họp Tiểu ban định kỳ từ ngày 6-10 hàng tháng. Đánh giá kết quả thực hiện, đối
chiếu phân tích nguy n nhân đâu là TTĐN kỹ thuật, phi kỹ thuật.
- Giao chỉ ti u TTĐN đến từng đ n vị và cá nhân.
- Có chế độ khen thưởng kịp thời và chế tài xử phạt nghi m minh theo đúng quy
chế của Công ty Điện lực Quảng Bình.

3.1.2. Kiện toàn công tác quản
phối

t uật, quản lý vận àn lưới điện phân

- Phư ng thức vận hành c bản phải là phư ng thức tối ưu nhất, tính toán cụ thể
các phư ng án kết lưới để so sánh. Ưu ti n cấp điện cho các xuất tuyến có thư ng
phẩm lớn, giá bán điện cao.
- Khai thác hệ thống bù hiện có tối ưu và hợp lý, đảm bảo hệ số đảm bảo cosφ
0,98 tại thanh cái các xuất tuyến nhưng không được xảy ra quá bù.
-

ây ựng các phư ng án giảm TTĐN về mặt kỹ thuật có vốn đầu tư thấp như:

Kết lại lưới điện khu vực, xóa lưới chữ

để giảm bám kính cấp điện, vệ sinh, xử lý

ngày 26/7/2016 của EVNCPC. Ưu ti n các anh mục đồng thời đạt được đồng thời
nhiều mục ti u như vừa chống quá tải, vừa giảm TTĐN vừa nâng cao độ tin cậy cung
cấp điện.
3.2. Các giải pháp kỹ thuật

3.2.1. Thay thế các máy biến á l u năm, tổn hao không tải lớn
Máy biến áp Amorphous có lõi thép vô định hình đ được phát triển và sử dụng
ở nhiều nước trên thế giới. Thép vô định hình là loại thép từ tính có chiều dày bằng
1/10 của thép silic truyền thống, có độ từ thẩm cao và tổn hao rất thấp. Sản phẩm máy
biến áp phân phối lõi từ làm bằng thép vô định hình có thông số tổn hao không tải
bằng 1/4 đến 1/3 so với máy biến áp sử dụng thép silic truyền thống, tổn hao có tải
các MBA Amorphous và MBA silic tư ng đư ng nhau. Nhiệt độ lõi thép thấp, giảm
đáng kể lượng khí thải CO2 ra môi trường.
Vì vậy có thể tính hiệu quả giảm tổn thất điện năng khi lắp đặt MBA
Amorphous như sau:
∆A = (Po Silic - Po Amorphous) x T
Trong đó:
Po Silic : Tổn hao không tải MBA lõi thép silic.
Po Amorphous : Tổn hao không tải MBA lõi thép Amorphous.
T: số giờ vận hành trong thời gian xem xét.
Hiệu quả về giảm phát thải khí nhà kính (CO2)
Điện năng tổn hao giảm được sẽ giúp làm giảm khí nhà kính để sản xuất ra
lượng điện năng này. Công thức tính như sau:
E ∆A x EF grid
Trong đó:
∆A : Lượng điện năng giảm được tính theo đ n vị thời gian (năm).


19


15
25
50
75
100
160
180
250
320
400
500
560
630
Tổng

3.2.3. Đầu tư x

Số
ượn

4
3
3
2
9
18
1
26
3
10

190
260
330
510
510
550
700
900
1000
1000
1300

∑∆
∑∆
SL điện
MBA
Ch nh
MBA
tiết kiệm 1
Amor
ệ h
thườn
năm
phous
(W)
(kWh/
(kWh/
(kWh/
năm)
năm)

4680 11.563,2 52.560,0
40.996,8
780
1.927,2
8.760,0
6.832,8
1030 2.365,2 11.388,0
9.022,8
37.866
331.706,2

ựng tr m 110 V ả Nin

Khu vực xã Bảo Ninh, TP Đồng Hới là một trong các khu vực trong điểm phát
triển du lịch của TP Đồng Hới và tỉnh Quảng Bình, dự kiến đến năm 2020 phụ tải


20

trong khu vực xã Bảo Ninh sẽ tăng trưởng đột biến với Pmax khu vực dự kiến khoảng
15MW dẫn tới quả tải hệ thống điện cấp điện cho khu vực (được cấp điện qua 2 XT
473, 478 trạm 110kV Đồng Hới).
3.2.3.1. Phương án đầu tư trạm 110kV B o Ninh và đấu nối
- Vị trí trạm 110kV: Tại khu đất quy hoạch trồng cây hoa màu nằm phía Tây
tiếp giáp đường quy hoạch 36m (nối từ đường qua cầu Nhật Lệ 2 đi x Võ Ninh,
huyện Quảng Ninh) cách đường qua cầu Nhật Lệ 3 khoảng 350m về phía Nam.
- Cấp điện áp trạm

: 110/22kV.



Ch nh
ệ h

Kđttb

o Ninh
ΔA
(KWh)

Hệ
số
Scale


21

Δ m x (KW)
TT

Tên XT

T ướ

Sau

1
472/ĐH
57,679
2

192,315 101,339

Ch nh
ệ h

Kđttb

ΔA
(KWh)

Hệ
số
Scale
1,332
1,332
1,332

1,332
1,332
1,332
1,332
1,332
1,332
1,332
1,332
1,332
90,976 0,597 475.952,0

3.2.3.3. Tính toán chọn điểm m tối ưu sau khi có trạm 110kV B o Ninh
- Để xác định trào lưu công suất và tổn thất công suất trước khi chạy bài toán

208,15

538,79

199,41

Công suất tiết
kiệm được

∆Q
∆P
(kVAR) (kW)
512,52

Điện năn tiết
kiệm đượ

∆Q
(kVAR)

Kđttb

∆A
(kWh)

26,27

0,547

41.879,6

- Các giả thiết tính toán kinh tế như sau:
Giá bán điện: giá bình quân của Điện lực Đồng Hới năm 2018: 1937,76
đ/kWh.


23

+ Hệ số chiết khấu i%: lấy bằng lãi vay của ngân hàng 8%/năm.
Đời sống công trình: 20 năm.
Giá bán điện năm sau ự kiến tăng h n năm trước

0 đồng/năm.

- Tổng mức đầu tư cho các hạng mục li n quan như sau:
+ Vốn đầu tư trạm 110kV Bảo Ninh: 187.070.771.000 đồng.
+ Vốn chênh lệch thay MBA Amorphous: 2.482.523.000 đồng.
+ Tổng vốn đầu tư: 189.553.294.000 đồng
- Kết quả tính toán kết quả về mặt kinh tế như sau:
+ IRR = 30,45% (Tỷ suất hoàn vốn nội bộ).
+ NPV=2.738.461 triệu đồng (Giá tr hiện tại thuần).
+ B/c=1,39 (Tỷ số lợi ích/ chi phí)
Thv 11 năm (thời gian thu hồi vốn).
- Giải pháp có hiệu quả về mặt tài chính.
Ngoài ra lượng điện năng tiết kiệm được do giảm tổn thất còn có ý nghĩa lớn
trong việc giảm áp lực cung ứng điện cho xã hội. Giúp nghành điện giảm bớt áp lực
vốn đầu tư cải tạo nâng cấp LĐPP và giảm chi phí nhiên liệu phục vụ phát điện
(nước, dầu, khí...).
3.4. Kết luận
Để tính toán đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng tr n lưới điện phân
phối chúng ta phải thu thập được số liệu đầu vào một cách chính xác. Các số liệu về