ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA


PHAN MINH TUẤN

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC PHÚ VANG

C
C

R
L
T.

DU

LUẬN VĂN THẠC SĨ
Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện

Đà Nẵng – Năm 2019


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA


PHAN MINH TUẤN


dẫn, chỉ bảo cho tôi nhiều kinh nghiệm trong thời gian thực hiện đề tài.
Tôi cũng xin chân thành cảm ơn các Thầy/Cô đang giảng dạy tại khoa Điện trường Đại học Bách Khoa, các đồng nghiệp của Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế
đã giúp đỡ tơi trong việc trong q trình thu thập dữ liệu, thơng tin của luận văn, đóng
góp ý kiến và bổ sung những thiếu sót cho luận văn của tôi.
Sau cùng tôi xin gửi lời biết ơn sâu sắc đến gia đình đã ln tạo điều kiện tốt
nhất cho tơi trong q trình học cũng như thực hiện luận văn.
Do thời gian có hạn, kinh nghiệm nghiên cứu chưa có nên cịn nhiều thiếu sót,
tơi rất mong nhận được ý kiến đóng góp của Q Thầy/Cơ và các anh chị học viên.

C
C

DU

R
L
T.


C
C

DU

R
L
T.


TRANG TĨM TẮT TIẾNG ANH


DU

Abstract – this thesis aims to calculate electrical energy loss on the
distribution grid of Phu Vang power branch-Thua Thien Hue Power company by
using PSS/ADEPT software and then propose schemes to reduce electrical energy
loss on this grid. Schemes suggested in this research includes the determination of
optimization position of reactive power compensator and opened loop; the proposal
of grid improvement by swapping full-load transformer with under-load ones or
replacing aged transformer by Amorphous metal transformer.
Keywords – Electrical energy loss, solutions of decrease in energy loss.

Phan Minh Tuấn

K34.KTĐ


MỤC LỤC
Trang
Lời cảm ơn
Lời cam đoan
Trang tóm tắt tiếng anh
Mục lục
Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt
Danh mục hình ảnh
Danh mục bảng biểu
MỞ ĐẦU ..................................................................................................................... 1
Chương 1 .................................................................................................................... 3
Tổng quan về lưới điện phân phối thuộc Điện lực Phú Vang ..................................... 3
1.1. Giới thiệu về Công Ty Điện lực Thừa Thiên Huế ..................................................3

2.2.3.Biểu đồ phụ tải lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang ................................. 14

Phan Minh Tuấn

K34.KTĐ


2.3. Tính tốn tổn thất điện năng trên lưới điện trung thế Điện lực Phú Vang hiện tại
bằng phần mềm PSS/ADEPT. ..........................................................................................20
2.3.1.Nhập liệu vào chương trình PSS/ADEPT. ....................................................... 20
2.3.2.Kết quả tính tốn tổn thất cơng suất các tuyến ................................................ 25
Chương 3 .................................................................................................................. 29
Đề xuất một số giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối Điện lực
Phú Vang ................................................................................................................. 29
3.1. Tối ưu hóa mạch vịng đường dây trung thế bằng module TOPO ......................29
3.1.1.Khoảng thời gian 22:00-8:00 trong ngày của mùa khô ................................... 31
3.1.2.Khoảng thời gian 8:00-15:00 trong ngày của mùa khô ................................... 32
3.1.3.Khoảng thời gian 15:00-22:00 trong ngày của mùa khô ................................. 33

C
C

3.1.4.Lựa chọn điểm mở tối ưu trong mùa khô......................................................... 34
3.1.5.Sử dụng module TOPO cho đồ thị phụ tải mùa mưa ....................................... 35

R
L
T.

3.1.6.Giá trị tổn thất điện năng sau khi sử dụng module TOPO ............................... 36

- EVNCPC: Tổng Công ty Điện lực miền Trung.
- HTĐ: Hệ thống điện
- LĐPP: Lưới điện phân phối.
- MBA: Máy biến áp.
- TTCS: Tổn thất công suất.
- TTĐN: Tổn thất điện năng.

R
L
T.

- TTHPC: Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế.
- ΔA: Tổn thất điện năng.

C
C

DU

- ΔP: Tổn thất công suất tác dụng.

- ΔQ: Tổn thất công suất phản kháng.

Phan Minh Tuấn

K34.KTĐ


DANH MỤC HÌNH ẢNH
Số hiệu

16

Hình 2.3

Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại I: Nơng
nghiệp - Lâm nghiệp - Thủy sản mùa mưa

16

Hình 2.4

Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại II: Cơng
nghiệp - Xây dựng mùa khơ

16

Hình 2.5

Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại II: Cơng
nghiệp - Xây dựng mùa mưa

17

Hình 2.6

Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại III: Thương
mại - Dịch vụ mùa khơ

17


Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại V: Nhà
hàng – Khách sạn mùa mưa

19

Hình 2.12

Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại VI: Các
hoạt động khác mùa khơ

19

Hình 2.13

Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại VI: Các
hoạt động khác mùa mưa

19

C
C

R
L
T.

DU

Phan Minh Tuấn



Hình 3.2

Chức năng Consider branch overload limits

30

Hình 3.3:

Cửa sổ cài đặt thơng số giới hạn truyền tải của MBA
3200kVA.

31

Hình 3.4

Kết quả tính tốn TOPO khoảng thời gian 22:00-08:00 trong
ngày của mùa khơ

31

Hình 3.5

Sơ đồ 1 sợi minh họa điểm mở phân tuyến cũ và mới sau khi
TOPO khoảng thời gian 22:00-8:00 trong 1 ngày mùa khơ

32

Hình 3.6



35

Hình 3.11

Mơ tả chiều của cơng suất phản kháng di chuyển trên đường
dây

37

Hình 3.12

Các thơng số cài đặt trong CAPO

37

Hình 3.13

Các thơng số kinh tế trong CAPO

39

Hình 3.14

Các thông số giới hạn biên của module CAPO

40

R
L

khô
Bảng hệ số Scale theo từng loại tải trong từng Snapshot mùa
Bảng 2.4
mưa
Bảng so sánh thông số công suất đầu nguồn mùa khô sau mô
Bảng 2.5
phỏng
Bảng so sánh thông số công suất đầu nguồn mùa mưa sau mô
Bảng 2.6
phỏng
Bảng so sánh thông số đầu nguồn mùa khô sau mô phỏng xuất
Bảng 2.7
tuyến 472 Phú Bài
Bảng so sánh thông số đầu nguồn mùa mưa sau mô phỏng xuất
Bảng 2.8
tuyến 472 Phú Bài
Bảng so sánh thông số đầu nguồn mùa khô sau mô phỏng xuất
Bảng 2.9
tuyến 480 Huế 3
Bảng so sánh thông số đầu nguồn mùa mưa sau mô phỏng xuất
Bảng 2.10
tuyến 480 Huế 3
Bảng 2.11 Bảng tính tổn thất cơng suất tuyến 472 trạm Phú Bài mùa khơ
Bảng 2.12 Bảng tính tổn thất cơng suất tuyến 472 trạm Phú Bài mùa mưa
Bảng 2.13 Bảng tính tổn thất cơng suất tuyến 480 trạm Huế 3 mùa khơ
Bảng 2.14 Bảng tính tổn thất cơng suất tuyến 480 trạm Huế 3 mùa mưa
Bảng 2.15 Bảng tổng hợp tổn thất điện năng
Phân bố công suất trước và sau khi TOPO khoảng thời gian
Bảng 3.1
22:00-8:00 trong 1 ngày mùa khô

23
24
24
24
24
25
25
25
26
26
27
27
32
33
34
35
36
40
41
41

K34.KTĐ


Số hiệu
bảng

Tên bảng

Trang

Bảng 3.21
tại vị trí VINHHUNG2R, VINHMY6R và MOCTRU1R
Bảng so sánh tỷ lệ tổn thất và chi phí đầu tư khi lắp bổ sung tụ
Bảng 3.22
bù
Bảng 3.23 Bảng chi phí đầu tư và lợi tức giải pháp lắp đặt tụ bù
Bảng 3.24 Danh sách máy biến áp và tỷ lệ mang tải sau hoán chuyển
Tổn thất các máy biến áp trước và sau hoán chuyển khoảng thời
Bảng 3.25
gian 22:00-8:00 trong mùa khô
Tổn thất các máy biến áp trước và sau hoán chuyển khoảng thời
Bảng 3.26
gian 08:00-15:00 và 15:00-22:00 trong 1 ngày mùa khô
Tổn thất các máy biến áp trước và sau hoán chuyển các khoảng
Bảng 3.27
thời gian trong 1 ngày mùa mưa
Bảng 3.28 Bảng so sánh giữa MBA thường và MBA Amorphous
Bảng 3.29 Danh sách MBA cần thay thế bằng MBA Amorphous
Bảng chi phí đầu tư và lợi tức giải pháp thay thế MBA thường
Bảng 3.30
bằng MBA Amorphous
Bảng 3.31 Bảng tổng hợp chi phí đầu tư và giá trị làm lợi các giải pháp

C
C

R
L
T.



-1-

MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Cùng với sự phát triển của nền kinh tế, xã hội, nhu cầu sử dụng điện của mỗi
quốc gia đều tăng nhanh. Việc đảm bảo đáp ứng kịp thời, đầy đủ nhu cầu điện năng,
truyền tải điện an toàn, kinh tế đến từng hộ tiêu thụ với chất lượng điện năng cao là
tiêu chí quan trọng hàng đầu của mỗi quốc gia.
Để đáp ứng đủ nguồn điện cung cấp cho sự phát triển kinh tế - xã hội địi hỏi
ngành điện phải có những giải pháp thực hiện đầu tư phát triển nguồn, lưới điện đủ
để cung cấp cho phụ tải, cũng như đưa ra giải pháp vận hành tối ưu hệ thống điện,
ngoài ra phải đảm bảo về chất lượng và độ tin cậy. Tổn thất điện năng luôn là mối
quan tâm hàng đầu, nỗi trăn trở của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nói chung,
Tổng Cơng ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) và Cơng ty Điện lực Thừa Thiên Huế
(TTHPC) nói riêng. Đối với một doanh nghiệp hoạt động sản xuất kinh doanh điện
năng như TTHPC thì việc tiết kiệm điện năng và giảm tổng chi phí sản xuất thơng
qua việc giảm tỷ lệ tổn thất điện năng là một nhiệm vụ quan trọng. Mặt khác hiện nay
Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã xây dựng đề án lộ trình giảm tổn thất điện năng giai
đoạn 2016-2020, trong đó giao cho Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế thực hiện đến
năm 2020 phấn đầu giảm tỷ lệ tổn thất điện năng là 4,5%.
Lưới điện phân phối của Công Điện lực Thừa Thiên Huế quản lý được xây
dựng từ trước năm 1975, mặc dù hàng năm đều được đầu tư sửa chữa nâng cấp, xây
dựng mới, tuy nhiên do nguồn vốn được phân bổ có hạn nên hệ thống lưới điện phân
phối hiện hữu chưa đáp ứng với tốc độ phát triển nhu cầu sử dụng điện của địa
phương, dẫn đến các tuyến đường dây và trạm biến áp bị quá tải, tổn thất điện năng
có chiều hướng tăng. Vì vậy để đảm bảo thực hiện đạt tỷ lệ tổn thất điện năng 4,5%
vào năm 2020 và các năm tới theo kế hoạch được giao, cần phải có các giải pháp hữu
hiệu để giảm tổn thất điện năng. Điện lực Phú Vang là một trong những đơn vị có tổn
thất điện năng cao nhất trong tồn TTHPC.

- Phạm vi nghiên cứu: Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối trung thế
22kV thuộc Điện lực Phú Vang.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Xây dựng đồ thị phụ tải điển hình.
- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn tổn thất công suất và tổn thất
điện năng hiện trạng.
- Đề xuất các giải pháp để giảm tổn thất điện năng:
+ Xác định điểm mở tối ưu khi kết lưới mạch vịng.
+ Xác định vị trí bù tối ưu cơng suất phản kháng.
+ Hoán chuyển MBA non tải, quá tải.
+ Thay thế các MBA già cỗi bằng MBA tiết kiệm năng lượng.

C
C

R
L
T.

5. 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:

DU

Chương 1: Tổng quan về lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang – Công ty
Điện lực Thừa Thiên Huế.
Chương 2: Tính tốn tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện lực Phú
Vang – Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế.

L
T.

Hơn 40 năm qua, Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế không ngừng phát triển
lớn mạnh. Buổi ban đầu, tài sản của Công ty chỉ là những tổ máy diesel cũ kỹ và nhỏ
lẻ, tổng công suất khả dụng chỉ khoảng vài MW; lưới điện manh mún, cấp điện áp
cao nhất 3,3 kV, tập trung ở nội thành, nội thị; điện năng cung cấp trong toàn khu vực
chưa đầy 10 triệu kWh/ năm. Đến năm 2018, công suất điện cung cấp cho toàn Tỉnh
đạt 284MW, hệ thống lưới điện các cấp điện áp 35kV, 22kV đã vươn dài đến 100%
số xã, 99,99% số hộ nông thôn, miền núi được sử dụng điện lưới với tổng số khách
hàng sử dụng điện gần 300 nghìn khách hàng. Điện năng thương phẩm năm đạt 2018
đạt 1,69 tỷ kWh, tốc độ tăng trưởng bình quân hàng năm khoảng 8%. Nhằm giảm
thiểu tổn thất dùng truyền tải, đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của khách hàng và các
yêu cầu của Luật điện lực ngày càng địi hỏi cao về tính liên tục và chất lượng cung
cấp điện Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế đã thực hiện nhiều dự án cải tạo lưới điện
các thành phố, thị xã bằng nguồn vốn của mình và nguồn vốn vay của các tổ chức tín
dụng quốc tế như ODA, WB, ADB, KfW.

DU

Cơng tác vận hành Hệ thống điện năm 2018:
a) Vận hành lưới điện: Công ty đã đảm bảo cung cấp điện cho nhu cầu sinh
hoạt, SXKD. Đặc biệt vào các ngày lễ lớn, các sự kiện diễn ra trên địa bàn toàn tỉnh
TT-Huế, cấp điện mùa khô và các trường hợp xảy ra thiên tai.
b) Các thông số vận hành năm 2018:
- Công suất cực đại: 281,4 MW (ngày 03/07/2018), tăng 6,96 % so cùng kỳ.

Phan Minh Tuấn

K34.KTĐ

lang lưới điện như:

DU

- Thực hiện quản lý, vận hành, sửa chữa hệ thống lưới điện phân phối do Công
ty Điện lực Thừa Thiên Huế giao.
- Thực hiện các dự án đầu tư xây dựng, sửa chữa, cải tạo, phát triển lưới điện,
phát triển khách hàng trên địa bàn quản lý.
- Tổ chức tuyên truyền, hướng dẫn khách hàng về tiết kiệm điện, an toàn sử
dụng điện, an toàn hàng lang lưới điện và sử dụng điện đúng pháp luật.
- Nắm bắt và dự báo nhu cầu sử dụng điện của khách hàng sử dụng điện trên địa
bàn phục vụ quy hoạch, phát triển lưới điện và đảm bảo cung cấp điện.
- Giải quyết kịp thời thắc mắc, khiếu nại của khách hàng sử dụng điện theo đúng
quy định.
1.1.2. Đặc điểm lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang.
Mặc dù gần thành phố nhưng lưới điện Điện lực Phú Vang lại có đặc thù là lưới
điện của khu vực nông thôn ven biển. Dây dẫn điện với đặc điểm là dây nhôm lõi
thép, phần lớn là dây trần, bán kính cấp điện lớn. Tại khu vực Huyện Phú Vang, lưới

Phan Minh Tuấn

K34.KTĐ


-5điện 22kV đang nhận điện từ trạm 110kV Huế 3 và trạm 110kV Phú Bài, được phân
bố trên diện rộng.
Đặc điểm của lưới điện Điện lực Phú Vang là có các xuất tuyến dọc theo bờ
biền và phá Tam Giang nên bán kính cấp điện lớn, khơng tập trung, phụ tải chủ yêu
là mục đích sinh hoạt, các phụ tải thủy sản và khai thác titan ở cuối nguồn và xa khu
dân cư.

ACKII-120
1.02km

AV-A70
0.28km

AC-50
0.23km

AV-A70
0.45km

268
AC-70
0.025km

AC-50
0.30km

ACKII-120
0.68km
ACKII-120
1.06km

279

AC-70
0.86km

250 kVA

1.144km
0.370km

AV-70 10/15 AV-70 10/12 AV-70
0.16km
0.109km
10/26 0.587km
ACV-70
0.045km

10/10

AV-95
0.045km

AV-70
0.346km

10/3

AV-95
0.01km

TC 22 kV

10/2

LBFCO 472-7/10/5
LBS 472-7A/10/5


472-7/80

120/2

//8

250 kVA

80

100 kVA

M-50
0.47km

ACKII-120
0.060km

79/5

70/2

79/1

ACKII-120
0.967km

DCL 472-7/79

250 kVA

160 kVA

ACKII-120
0.618km

47

180 kVA
50 kVA
100 kVA

39

ACKHII-120
0.824km

47/1

59/3/12

A-300
0.057km

27/5

AC-70//1
0.02km

59/1


ACKHII-120 0.932km 10B
14A

14/3A

ACKHII-120
1.66 km

10B/9

160kVA

39/6

250 kVA

DCL 472-2
ACKHII-120
0.709km

AV-70
0.402km

3x100 kVAr

79/6

AV-70
0.135km



400 kVA
100 kVA

39/10
XLPE-70
0.223km

180 kVA
M-50
0.286km

//1

560 kVA

AV-70
0.112km

320 kVA

AV-70
0.25km

180 kVA

AC-70
0.07km

135

0.22km

/24

250 kVA
250 kVA

AC-70
1.228km

231/46

250 kVA

ACKII-120
1.007m
ACKII-120
1.01 km

135/1

250 kVA

AV-70
0.75km

AV70
1.0km

V.THANH 2

250 kVA

279/6

DCL 473-7
REC 473
VINH AN

VINH THANH 9
160 kVA

142/1
AC-50
AV-70
AV-70
142
0.451km
142/12 0.745km 0.070km
ACKII-120
0.618km

AC-50
0.53km

AC-70
0.610km

AC-70
0.2km


//4

56/32

250 kVA

AC-70
0.19km

152

250 kVA

242/25

ACKII-120
0.49km

237

400+400 kVA

400+250 kVA

210/39

170

56



3xA-50
0.58km 283A/4

AV-70
0.321km

AC-50
1.1km

228

210/17

206

ACKII-120
1.29km

AV-120
0.74km

200 kVA

ACKII-120
1.27km

180 kVA

///10 ACKII-70 ////9


AC-70
1.04km

AC-70
0.033km

AC-70
0.273km

AC-70 17/7
0.28km

AV-120
0.99km

FCO 1

33/6 AC-70
0.410km

47/18AC-50
1.033km

M-50
0.019km /5

FCO 1
17


0.445km

AC-70
0.39km

AC-70
0.18km 4

ACKII-120
0.81km

210/2

ACKII-120
0.84km

250 kVA

210

ACKII-120
204 0.641km

REC 472/213
VINH THANH

180 kVA

AV-120
0.82km

40//14

ACKII-120
0.36km

400 kVA

T
DU

ACKII-120
0.074km

294

AV-70
0.358km

214

AV-70
0.04km

AC-70
0.98km

58/1a

ACKII-120
0.103km

AV-70
0.052km

ACKII-120
0.12km 83B

AV-70
0.163km

ACKII-120
0.427km

3xA-50
0.11km

70B

//30B

228/1

216/2

AC-70
0.66km

ACKII-120
1.814km

AV-120

160 kVA

VINH THANH 6
160 kVA
LBS 472-7A/96
DCL 472-7/96
VINH THANH

ACKII-120
0.154km

AC-50
0.897km

ACKII-120
1.5km

160 kVA

160 kVA

V.THANH 8
250 kVA

AC-70
0.140km

70/9

160 kVA


AC-95
0.7km

VINH AN 5
160 kVA

AV-70
0.18km

AV-70
2.19km

400 kVA

250 kVA

AV120
0.4km

20/4

69/24

76/8

AC-70
0.93km

75 kVA

AC120
0.06km

M-50
0.187km

AC-70
0.310km

69

AC-70
0.638km

AC-70
0.7km

297

250 kVA

100 kVA
//23

ACKII-120
0.025km

AC-50
0.78km
AV-70

AC120
0.13km

76/8/1

AC-70
1.47km

70/25

100 kVA
16/6

160 kVA

50 kVA

REC 471/68
DCL 471-7/68

400 kVA

AV70
0.423km

32

AC-70
0.56km
70/25/11

100 kVA

347/81

AV70
0.34km

AC-70
0.88km

70/12A

347/48A

160 kVA

250 kVA

250 kVA

ACKII-120
0.356km

180 kVA

78/29

AC-50
0.4km


160 kVA

ACKII-50
1.36km

AC-70
0.06km

78/18

89/60 AC-50 89/49
0.91km

VINH GIANG 2
250 kVA

VINH GIANG 5
160 kVA

347/34

AC-70 308/3
0.1km

308

ACKII-120
1.21km

319

335

//8

DCL 471-1

89/73

100 kVA

ACKII-120
0.581km

VINH GIANG 1
100 kVA

3x100 kVAr

335/2

347/20

50kVA

250 kVA

ACKII-120
0.9km

ACKII-120

AC-70
0.475km

382/3

250 kVA

ACKII-70
0.943km

50 kVA

100 kVA

ACKII-120
0.03km

ACKII-120
0.15km

ACKII-120
0.05km

AC-70
0.18km

DCL 471-7/409
LBS 471-7A/409

REC 471/141

1.39km

ACKII-120 347
0.19km

AC-70
0.076km

AC-120 AC-120 180 AC-120
AC-120
1.22km 0.25km
0.06km 218 0.98km
159

ACKII-120 361
0.03km

AC-70
0.89km

276

VINH GIANG 4
180 kVA

ACKII-120
0.558km

AC-70
0.46km

0.9km

50 kVA

160 kVA

VINH GIANG 6
100 kVA

349/11

100KkVA

AC-70
0.82km

HT MOBILE
25 kVA

TC 22 kV C42

160 kVA

MC 472


-71.3. Hiện trạng về tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối của Điện lực Phú
Vang – Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế.
Tổn thất điện năng hiện nay của lưới điện Điện lực Phú Vang năm 2018 theo
phiên ghi ngày 1 đang ở mức 6,33%, trong đó tổn thất trung thế là 3,37% và tổn thất


DU

3.85%
3.37%

3.18%

3%

3.54%

6.33%

3.29%

3.05%

2.96%

2%
1%

Tổng

Trung áp

Hạ áp

0%

mối quan tâm hàng đầu của các Cơng ty Điện lực.
Nhìn chung, khơng có cách xác định chính xác TTĐN. Có nhiều ngun nhân,
nhưng chủ yếu là vì thiếu thơng tin do hệ thống đo lường chưa đầy đủ và đồng bộ, số
liệu về lưới điện và phụ tải khơng chính xác... Bởi vậy, thực chất việc xác định TTĐN
là đánh giá hoặc dự báo TTĐN.
Hai nhóm phương pháp chính để xác định TTĐN là đo lường và tính tốn mơ
phỏng. Các phương pháp dựa trên đo lường nhìn chung cho kết quả tin cậy hơn,
nhưng đòi hỏi một hệ thống đo lường đủ mạnh. Hơn nữa, phương pháp này khó phân
biệt được tổn thất kỹ thuật và tổn thất thương mại. Các phương pháp thông qua tính
tốn mơ phỏng có thể cho phép đánh giá tổn thất đối với mọi phần tử trên lưới điện,
và đó là tổn thất kỹ thuật. Tuy nhiên, độ chính xác của kết quả nhìn chung khơng cao
và phụ thuộc rất nhiều vào số liệu ban đầu về lưới điện và phụ tải. Tùy theo mục tiêu
tính TTĐN cũng như các nguyên nhân gây ra TTĐN, có thể có nhiều phương pháp
mơ phỏng và tính tốn khác nhau, u cầu mức độ đầy đủ về số liệu khác nhau và do
đó cho độ chính xác tương ứng của kết quả tính tốn TTĐN
Tổn thất cơng suất hiện nay có thể tính tốn qua các phần mềm tính tốn, tuy
nhiên việc tính tốn vẫn cịn hạn chế ở mức là mơ phỏng và tính tốn gần đúng.
Tính đúng được tổn thất công suất sẽ hỗ trợ giúp cho công tác đầu tư, công tác
quản lý vận hành và là nền tảng cho các tính tốn hiệu quả đầu tư.

C
C

R
L
T.

DU

1.4.3. Ý nghĩa việc xác định tổn thất công suất, tổn thất điện năng.

Các biện pháp quản lý:
+ Nâng cao chất lượng công tác quản lý vận hành.
+ Nâng cao chất lượng trong công tác quản lý khách hàng.
+ Nâng cao chất lượng công tác dịch vụ khách hàng.
1.6. Các phương pháp tính tốn tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối.

C
C

R
L
T.

DU

Trị số tổn thất điện năng trong bất kỳ một phần tử nào của mạng điện phụ thuộc
chủ yếu vào tính chất của phụ tải và sự thay đổi của phụ tải trong thời gian khảo sát.
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:
∆𝐴 = ∆𝑃. 𝑡

(1.1)

Nhưng thực tế phụ tải của đường dây của mạng điện luôn thay đổi theo thời
gian (biến thiên theo đồ thị phụ tải của các hộ tiêu thụ, theo tình trạng làm việc của
các nhà máy điện), vì vậy phải dùng phương pháp tích phân để tính tổn thất điện năng.
𝑡

∆𝐴 = ∫ ∆𝑃(𝑡) . 𝑑𝑡


C
C

R
L
T.

DU

Hiện nay, ngành điện xác định nhiệm vụ hàng đầu là giảm TTĐN, nâng cao
chất lượng điện năng cũng như nâng cao công tác dịch vụ khách hàng. Để thực hiện
điều đó, ngành điện đang vận dụng mọi nguồn lực để đầu tư, sửa chữa nâng cấp lưới
điện, song song với việc đầu tư phải tính tốn sao cho cơng tác đầu tư phải có hiệu
quả cao nhất, đồng thời phải đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, và đảm bảo
chất lượng điện năng cho khách hàng sử dụng điện.

Phan Minh Tuấn

K34.KTĐ


-11-

CHƯƠNG 2
TÍNH TỐN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN
LỰC PHÚ VANG
2.1. Giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT – cơng cụ mơ phỏng để tính tốn tổn
thất điện năng.
Phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool) là phần mềm tính tốn và phân tích lưới điện phân


R
L
T.

DU

+ Tổn thất cơng suất trung bình ngày tuyến:
𝛥𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦 𝑋𝑇 = 𝛥𝑃0 +

Phan Minh Tuấn

∑𝑛
𝑖=1 𝛥𝑃𝑖 .𝑡𝑖
24

(𝑘𝑊)

(2.1)

K34.KTĐ


-12Trong đó:
 Po: là tổn thất khơng tải của MBA (kW).
 Pi: là TTCS từng thời điểm (kW).
 ti: là số giờ của từng khoảng thời gian tính tốn (tổng số giờ tính tốn trong
ngày là 24 giờ).
 n: số thời điểm tính tốn – số Snapshot: (thơng thường chia một ngày 24 thành
03 đến 06 thời điểm, tùy thuộc vào đặc điểm của biểu đồ phụ tải).

- 𝐻𝑚.𝑘ℎơ , 𝐻𝑚.𝑚ư𝑎 : là tổng số giờ trong mùa khô và mùa mưa.
-

𝛥𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦 𝑋𝑇 𝑚.𝑘ℎô , ∆𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦 𝑋𝑇 𝑚.𝑚ư𝑎 : là tổn thất công suất trên tuyến đường
dây trung bình 1 ngày vào mùa khơ và mùa mưa.

+ Sản lượng điện nhận 01 năm của từng xuất tuyến bằng:
𝐴𝑋𝑇 = 𝐴𝑚ù𝑎 𝑘ℎô + 𝐴𝑚ù𝑎 𝑚ư𝑎 (𝑘𝑊ℎ)

(2.4)

𝐴𝑚ù𝑎 = 𝐻𝑚ù𝑎 . 𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦𝑋𝑇 (𝑘𝑊ℎ)

(2.5)

Trong đó:
- 𝐴𝑚ù𝑎 𝑘ℎơ , 𝐴𝑚ù𝑎 𝑚ư𝑎 lần lượt là điện năng tiêu thụ vào mùa khô và mùa mưa,
- 𝐴𝑚ù𝑎 , 𝐻𝑚ù𝑎 , 𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦𝑋𝑇 lần lượt là điện năng tiêu thụ theo mùa, số giờ trong
mùa và cơng suất trung bình theo ngày của phụ tải trên tuyến đường dây đang
khảo sát.

Phan Minh Tuấn

K34.KTĐ


-13𝑉ớ𝑖 𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦 𝑋𝑇 𝑡ℎ𝑒𝑜 𝑐ô𝑛𝑔 𝑡ℎứ𝑐:
∑𝑛𝑖=1 𝑃𝑖 . 𝑡𝑖
(𝑘𝑊 )
𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦𝑋𝑇 =

L
T.

DU

Các số liệu ngày điển hình theo mùa được tính là số liệu trung bình của từng
thời điểm ngày trong mùa (một ngày có 24 thời điểm tương ứng với 24 giờ trong
ngày).
Công suất ngày điển hình:
𝑃𝑖 𝑛𝑔à𝑦 đ𝑖ể𝑛 ℎì𝑛ℎ.𝑚ù𝑎 =
𝑄𝑖 𝑛𝑔à𝑦 đ𝑖ể𝑛 ℎì𝑛ℎ.𝑚ù𝑎 =

∑𝑛
𝑗=1 𝑃𝑖 𝑛𝑔à𝑦 𝑗
𝑁𝑛𝑔à𝑦.𝑚ù𝑎

∑𝑛𝑗=1 𝑄𝑖 𝑛𝑔à𝑦 𝑗
𝑁𝑛𝑔à𝑦.𝑚ù𝑎

(𝑘𝑊 )

(2.8)

(𝑘𝑉𝐴𝑟)

(2.9)

Trong đó:
+ Pi ngày j là công suất tại thời điểm i của ngày j.
+ i: là khoảng thời gian trong ngày (1 ngày có 24 khoảng thời gian từ 0:00 đến