TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

LUẬN VĂN THẠC SĨ
Nghiên cứu các phương pháp thực dụng để
đánh giá tổn thất điện năng trong lưới điện
phân phối, áp dụng hiệu chỉnh công thức
cho số liệu của lưới điện phân phối
TP Hà Nội giai đoạn 2010 - 2020
TRẦN TRUNG HIẾU


Ngành Kỹ thuật điện

Giảng viên hướng dẫn:

TS. Lã Minh Khánh

Viện:

Điện

HÀ NỘI, 12/2021


CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

BẢN XÁC NHẬN CHỈNH SỬA LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ và tên tác giả luận văn : Trần Trung Hiếu
Đề tài luận văn: Nghiên cứu các phương pháp thực dụng để đánh giá tổn
thất điện năng trong lưới điện phân phối, áp dụng hiệu chỉnh công thức cho số liệu

của lưới điện phân phối TP Hà Nội giai đoạn 2010 – 2020.
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số SV: CA190070

Tác giả, Người hướng dẫn khoa học và Hội đồng chấm luận văn xác nhận
tác giả đã sửa chữa, bổ sung luận văn theo biên bản họp Hội đồng
ngày….........................………… với các nội dung sau:
-

Hiệu chỉnh luận văn theo đúng mẫu Quy định Luận văn Thạc sĩ của
Trường Đại Bách Khoa Hà Nội.
Bổ sung thông tin đầy đủ các bảng biểu, đồ thị.
Ngày

Giáo viên hướng dẫn

tháng

năm

Tác giả luận văn

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG

2


ĐỀ TÀI LUẬN VĂN
Đề tài: “Nghiên cứu các phương pháp thực dụng để đánh giá tổn thất điện năng
trong lưới điện phân phối áp dụng hiệu chỉnh công thức cho số liệu của lưới điện

phân phối TP Hà Nội giai đoạn 2010 – 2020”

Giáo viên hướng dẫn

3


LỜI CẢM ƠN
Tôi xin được bày tỏ lời cảm ơn chân thành nhất đến: TS. Lã Minh Khánh đã
tận tình hướng dẫn, chỉ bảo tận cho tơi để hồn thành luận văn này, cũng như việc
truyền thụ những kinh nghiệm quý báu trong suốt thời gian làm luận văn. Toàn
thể các đồng nghiệp, bạn bè, gia đình và người thân đã quan tâm, động viên, giúp
đỡ tôi trong suốt quá trình học tập và hồn thành luận văn.
TĨM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ
Đề tài: “Nghiên cứu các phương pháp thực dụng để đánh giá tổn thất điện năng
trong lưới điện phân phối áp dụng hiệu chỉnh công thức cho số liệu của lưới điện
phân phối TP Hà Nội giai đoạn 2010 – 2020”
Tác giả luận văn: Trần Trung Hiếu
Khóa: 2019A
Người hướng dẫn: TS Lã Minh Khánh
Nội dung tóm tắt:
a) Lý do chọn đề tài
Việc đánh giá mức độ tổn thất điện năng trong lưới điện đóng một vai trị
quan trọng trong công tác quản lý, quy hoạch và vận hành lưới điện. Hiện nay tại
Việt Nam các công thức kinh nghiệm nhằm xác định mức tổn thất dựa theo phụ
tải trong lưới điện đều áp dụng các đánh giá gần đúng của nước ngồi. Khi áp
dụng tính tốn đối với lưới điện phân phối Việt Nam có thể cho sai số nhất định.
b) Mục đích nghiên cứu của luận văn, đối tượng, phạm vi nghiên cứu:
Luận văn thực hiện việc đánh giá mức độ chính xác khi áp dụng hệ số tổn
thất nhằm tính tốn tổn thất điện năng trong các lưới điện phân phối tại Việt Nam.

Các nghiên cứu và tính tốn mơ phỏng trong luận văn được thực hiện với đối
tượng là hệ thống điện Việt Nam nói chung và phụ tải của lưới điện phân phối tại
các đơn vị điện lực nói riêng.
c) Tóm tắt cơ đọng các nội dung chính:
Tìm hiểu, đánh giá lý thuyết và quy trình đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật
hiện tại trong điều kiện lưới điện Việt Nam. Thu thập dữ liệu và xây dựng các
biểu đồ phụ tải đặc trưng cho tính chất tiêu thụ điện năng của phụ tải trong hệ
thống điện Việt Nam gần đây. Thành lập quy trình đánh giá và tính tốn hệ số
tổn thất điện năng tương ứng với phụ tải trong điều kiện lưới điện phân phối thành
phố Hà Nội giai đoạn 2010-2020. Hiệu chỉnh và đề xuất hệ số tổn thất điện năng
thích hợp.
d) Phương pháp nghiên cứu:
Nghiên cứu dựa trên cơ sở thu thập số liệu vận hành thực tế của lưới điện
phân phối thành phố Hà Nội giai đoạn 2010-2020 từ Ban Kỹ thuật, Tổng Công
ty Điện lực Hà Nội; dữ liệu đồ thị phụ tải điển hình đã được chuẩn hố tại Cục
Điều tiết Điện lực. Các tính tốn mơ phỏng lưới điện thực hiện trên phần mềm
máy tính.
e) Kết luận:
Luận văn đã trình bày quy trình tính tốn và một số kết quả xây dựng đồ thị
phụ tải cho lưới phân phối điện thành phố Hà Nội.
Cần thiết có các nghiên cứu tiếp theo, thực hiện các tính toán đánh giá với một
khối lượng dữ liệu của phụ tải đủ lớn trong giai đoạn vận hành gần đây cũng như
các dự báo phụ tải tương lai gần.
HỌC VIÊN
4


MỤC LỤC
LỜI CẢM ƠN ....................................................................................................... 4
MỞ ĐẦU ............................................................................................................. 10

CHƯƠNG 1. CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN
TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG ................................................................................. 12
1.1

Cơ sở lý thuyết về tổn thất điện năng....................................................... 12
1.1.1 Khái niệm ..................................................................................... 12
1.1.2 Nguyên tắc chung xác định tổn thất điện năng ............................ 12
1.1.3 Phân loại tổn thất điện năng ......................................................... 12

1.2

Một số giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối
.................................................................................................................. 13
1.2.1 Biện pháp quản lý kỹ thuật – vận hành ........................................ 14
1.2.2 Biện pháp quản lý kinh doanh...................................................... 14

1.3

Phương pháp xác định tổn thất điện năng ................................................ 15
1.3.1 Xác định TTĐN theo các thiết bị đo ............................................ 15
1.3.2 Công thức tổng quát tính TTĐN kỹ thuật .................................... 18
1.3.3 Tính TTĐN theo đồ thị phụ tải .................................................... 18
1.3.4 Tính TTĐN theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ ............. 20
1.3.5 Tính TTĐN theo hệ số tổn thất (tổn thất) điện năng (LsF) .......... 21

1.4

Kết luận chương 1 .................................................................................... 21

CHƯƠNG 2. PHỤ TẢI ĐIỆN VÀ MỐI LIÊN HỆ VỚI HỆ SỐ TỔN THẤT

ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN .................................................................... 23
2.1

Khái niệm phụ tải điện ............................................................................. 23

2.2

Các tính chất của phụ tải điện .................................................................. 23
2.2.1 Biến thiên theo quy luật ngẫu nhiên............................................. 23
2.2.2 Có tính theo mùa .......................................................................... 24
2.2.3 Giá trị phụ tải phụ thuộc vào thời tiết .......................................... 24
2.2.4 Giá trị thực dùng của phụ tải phụ thuộc vào điện áp và tần số .... 24

2.3

Đồ thị phụ tải ............................................................................................ 24

2.4

Đánh giá mối liên hệ giữa hệ số tổn thất và hệ số tải .............................. 26
2.4.1 Mối liên hệ giữa thời gian TTCS max τ và thời gian sử dụng công
suất lớn nhất Tmax ........................................................................................ 26
2.4.2 Mối liên hệ giữa hệ số tổn thất và hệ số tải.................................. 28

2.5

Áp dụng tính tốn hệ số tổn thất vào ví dụ minh họa cụ thể.................... 31
5



2.6

Nhận xét và kết luận chương 2................................................................. 33

CHƯƠNG 3. TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN THÀNH PHỐ HÀ NỘI ... 35
3.1

Nguồn điện ............................................................................................... 35
3.1.1 Nguồn điện 500kV ....................................................................... 35
3.1.2 Nguồn điện 220kV ....................................................................... 35
3.1.3 Nguồn điện 110kV ....................................................................... 36

3.2

Lưới điện của thành phố Hà Nội .............................................................. 38
3.2.1 Lưới điện 220kV .......................................................................... 38
3.2.2 Lưới điện 110kV .......................................................................... 38

3.3

Cơ cấu điện thương phẩm theo thành phần phụ tải.................................. 39

3.4
2020

Tình hình tổn thất điện năng của lưới điện TP Hà Nội trong giai đoạn 2010.................................................................................................................. 40

3.5

Các biện pháp giảm TTĐN ...................................................................... 42

3.5.1 Các biện pháp quản lý kỹ thuật vận hành .................................... 42
3.5.2 Các biện pháp quản lý kinh doanh ............................................... 43

CHƯƠNG 4. ÁP DỤNG TÍNH TỐN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG ĐỐI VỚI
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP HÀ NỘI ........................................................... 46
4.1
Dữ liệu tiêu thụ điện năng và đồ thị phụ tải điển hình của các thành phần
phụ tải .................................................................................................................. 46
4.1.1 Dữ liệu điện năng tiêu thụ của các thành phần phụ tải ................ 46
4.1.2 Xây dựng đồ thị phụ tải điện điển hình ........................................ 46
4.2

Xây dựng đồ thị phụ tải điển hình của các thành phần phụ tải ................ 48

4.3

Tính tốn so sánh hệ số tổn thất ............................................................... 50
4.3.1 Quy trình tính tốn ....................................................................... 50
4.3.2 Kết quả tính tốn .......................................................................... 52

4.4

Nhận xét và kết luận chương 4................................................................. 81

CHƯƠNG 5. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .................................................... 82
TÀI LIỆU THAM KHẢO ................................................................................. 83

6



DANH MỤC HÌNH VẼ
Hình 1.1 Sơ đồ ngun lý chung của thiết bị đo sử dụng để xác định tổn thất điện
năng trên lưới điện. .............................................................................................. 16
Hình 1.2 Đồ thị phụ tải kéo dài năm dạng bậc thang với n bậc ........................... 19
Hình 2.1 Ví dụ về đồ thị phụ tải hàng ngày hay phụ tải ngày đêm...................... 25
Hình 2.2 Ví dụ về đồ thị phụ tải kéo dài năm ...................................................... 25
Hình 2.3 Đồ thị mối liên hệ giữa 𝑇𝑚𝑎𝑥 và τ ....................................................... 27
Hình 2.4 Biểu đồ thể hiện cơng suất phụ tải và tổn thất công suất trên lưới ....... 29
Hình 2.5 Đồ thị phụ tải dạng bậc thang ............................................................... 31
Hình 2.6 Đồ thị phụ tải ngày đêm của lưới điện mẫu .......................................... 32
Hình 4.1 Ví dụ về đồ thị phụ tải điển hình ngày làm việc của các thành phần phụ
tải .......................................................................................................................... 47
Hình 4.2 Ví dụ về đồ thị phụ tải điển hình ngày cuối tuần của các thành phần phụ
tải .......................................................................................................................... 47
Hình 4.3 Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Ba Đình - Hà Nội xây dựng
cho ngày làm việc và ngày cuối tuần năm 2019 .................................................. 50
Hình 4.4 Đồ thị phụ tải ngày điển hình khu vực Trung tâm Hà Nội trên cơ sở dữ
liệu tháng 1 năm 2019 .......................................................................................... 53
Hình 4.5 Đồ thị hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) khu vực Trung tâm Hà Nội
trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 .................................................................... 54
Hình 4.6 Đồ thị phụ tải ngày điển hình khu vực Bắc sơng Hồng trên cơ sở dữ liệu
tháng 1 năm 2019 ................................................................................................. 55
Hình 4.7 Đồ thị công suất tương đối mỗi giờ (Kt) khu vực Bắc sông Hồng trên cơ
sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 ................................................................................ 68
Hình 4.8 Đồ thị phụ tải ngày điển hình khu vực Tây Hà Nội trên cơ sở dữ liệu
tháng 1 năm 2019 ................................................................................................. 69
Hình 4.9 Đồ thị công suất tương đối mỗi giờ (Kt) khu vực Tây Hà Nội trên cơ sở
dữ liệu tháng 1 năm 2019 ..................................................................................... 70

7



DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 1.1 Thống kê tổn thất điện năng tại một số quốc gia theo số liệu của Ngân
hàng Thế giới (WB). ............................................................................................ 17
Bảng 2.1 Bảng tra mối liên hệ giữa 𝑇𝑚𝑎𝑥 và τ ................................................... 28
Bảng 2.2 Công suất phụ tải tương đối trong ngày điển hình của lưới điện mẫu . 32
Bảng 2.3 Kết quả tính tốn ................................................................................... 33
Bảng 2.4 Bảng tổng hợp biểu thức, mối quan hệ giữa LF, LsF và τ, Tmax .......... 34
Bảng 3.1 Danh sách các trạm 500kV cấp điện cho TP Hà Nội ........................... 35
Bảng 3.2 Danh sách các trạm 220kV cấp điện cho TP Hà Nội ........................... 35
Bảng 3.3 Danh sách các trạm 110kV cấp điện cho TP Hà Nội ........................... 36
Bảng 3.4 Tổng hợp số liệu các trạm biến áp cấp tải cho TP Hà Nội ................... 38
Bảng 4.1 Chi tiết bán điện năng theo từng thành phần phụ tải Điện lực Ba Đình –
Hà Nội, theo số liệu thu thập thực tế năm 2019 ................................................... 46
Bảng 4.2 Kết quả tính tốn hệ số tổn thất cho lưới điện Ba Đình dựa trên dữ liệu
năm 2019 .............................................................................................................. 50
Bảng 4.3 Số liệu phụ tải ngày điển hình khu vực Trung tâm Hà Nội trên cơ sở dữ
liệu tháng 1 năm 2019 .......................................................................................... 52
Bảng 4.4 Hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) khu vực Trung tâm Hà Nội trên
cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 ........................................................................... 53
Bảng 4.5 Kết quả tính tốn các thơng số của khu vực Trung tâm Hà Nội trên cơ sở
dữ liệu tháng 1 năm 2019 ..................................................................................... 54
Bảng 4.6 Số liệu phụ tải điển hình khu vực Bắc sông Hồng trên cơ sở dữ liệu tháng
1 năm 2019 ........................................................................................................... 54
Bảng 4.7 Hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) khu vực Bắc sông Hồng trên cơ
sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 ................................................................................ 55
Bảng 4.8 Kết quả tính tốn các thơng số khu vực Bắc sông Hồng dựa trên cơ sở dữ
liệu tháng 1 năm 2019 .......................................................................................... 68
Bảng 4.9 Số liệu phụ tải điển hình khu vực Tây Hà Nội trên cơ sở dữ liệu tháng 1

năm 2019 .............................................................................................................. 68
Bảng 4.10 Hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) khu vực Tây Hà Nội trên cơ sở
dữ liệu tháng 1 năm 2019 ..................................................................................... 69
Bảng 4.11 Kết quả tính tốn các thơng số khu vực Tây Hà Nội trên cơ sở dữ liệu
tháng 1 năm 2019 ................................................................................................. 70
Bảng 4.12 Tổng hợp kết quả tính toán các hệ số của lưới điện TP Hà Nội trên cơ
sở dữ liệu năm 2019 ............................................................................................. 71
Bảng 4.13 Kết quả sai số giữa tính chính xác các hệ số tổn thất và tính theo cơng
thức kinh nghiệm dựa trên cơ sở dữ liệu năm 2019 ............................................. 74
Bảng 4.14 Kết quả sai số giữa tính chính xác các hệ số tổn thất và tính theo cơng
thức kinh nghiệm của từng phân ngành ............................................................... 77
8


Bảng 4.15 Kết quả tính tốn sau khi hiệu chỉnh với số liệu phụ tải hệ thống dựa
trên hệ số k phù hợp ............................................................................................. 79

9


MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Điện năng được tạo ra ở các nhà máy điện được truyền tải qua các hệ thống
phức hợp như máy biến áp, đường dây điện và các thiết bị khác, trước khi đến
với các hộ tiêu thụ, người sử dụng. Thực tế, tổng lượng điện năng phân phối
đến các hộ tiêu thụ, người dùng luôn thấp hơn tổng lượng điện năng được các
nhà máy điện tạo. Đó là do có tổn thất trong hệ thống và sự khác biệt về lượng
điện năng này được gọi là tổn thất do truyền tải và phân phối ([1]). Tổn thất
điện năng khơng thể nhìn thấy hoặc cảm nhận được như các loại tổn thất cơnhiệt mà chỉ có thể đo đếm được thơng qua các phương pháp luận chuyên biệt.
Về mặt kỹ thuật, truyền tải điện luôn đi kèm với tổn thất công suất tác dụng

và công suất phản kháng do tổn thất nhiệt trong dây dẫn, cuộn dây và lõi máy
biến áp. Tổn thất công suất tác dụng có thể dẫn đến việc phải lấy cơng suất từ
các hệ thống bên ngoài hoặc các máy phát điện phải tiêu thụ nhiên liệu bổ sung.
Bên cạnh đó, tổn thất cơng suất phản kháng cũng góp phần làm tăng tổn thất
điện năng. Cũng như gây mất ổn định toàn hệ thống, dẫn đến việc phải lắp đặt
thêm các thiết bị bù. Cả hai mức độ tổn thất công suất tác dụng và phản kháng
đều phụ thuộc vào cấp điện áp: điện áp hệ thống càng thấp thì tổn thất điện năng
càng cao.
Hiện nay tại Việt Nam các công thức kinh nghiệm nhằm xác định mức tổn
thất dựa theo phụ tải trong lưới điện đều áp dụng các đánh giá gần đúng của
nước ngoài [1,2,3]. Khi áp dụng vào điều kiện lưới điện Việt Nam có thể cho
sai số nhất định. Khi áp dụng đối với các số liệu thu thập được từ vận hành thực
tế của phụ tải lưới điện Việt Nam, hồn tồn có thể đánh giá, hiệu chỉnh các
phương pháp tính tốn tổn thất điện năng và các hệ số quy đổi hiện đang được
áp dụng sao cho phù hợp, chính xác đối với tình hình vận hành lưới điện của
Việt Nam hiện nay.
Luận văn đặt vấn đề nghiên cứu, đánh giá lại các công thức kinh nghiệm
thường dùng để tính tổn thất điện năng dựa trên số liệu thực tế thu thập được từ
lưới điện phân phối TP Hà Nội trong giai đoạn 2010-2020. Từ các kết quả đánh
tính tốn thu thập được giúp có những bước đầu đánh giá trong việc áp dụng
các công thức tính tốn tổn thất điện năng tại TP Hà Nội hiện nay.
2. Mục đích nghiên cứu của luận văn
Luận văn dự kiến đánh giá mức độ chính xác khi áp dụng hệ số tổn thất
nhằm tính tốn tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối TP Hà Nội. Từ dữ
liệu thực tế về điện năng tiêu thụ tại các công ty điện lực quận, huyện thuộc TP
Hà Nội và đồ thị phụ tải điển thành đã được xây dựng của lưới điện phân phối
TP Hà Nội được thu thập để so sánh, đánh giá.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Luận văn thực hiện các nghiên cứu và tính tốn mơ phỏng với đối tượng là
hệ thống lưới điện phân phối của TP Hà Nội.

Số liệu về điện năng tiêu thụ là số liệu thực tế được thu thập của lưới điện
phân phối TP Hà Nội giai đoạn 2010-2020.
10


4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Việc nghiên cứu, tính tốn và đề xuất các biện pháp trên hệ thống lưới điện
sẽ góp phần quan trọng vào mục tiêu giảm tổn thất điện năng trong toàn hệ
thống điện. Giúp cho ngành điện chủ động nâng cấp, cải tạo và mở rộng lưới
điện hiện có. Đề ra những biện pháp, phương thức vận hành hợp lý, khai thác
lưới điện hiệu quả, giảm tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải và phân
phối.
Hiện nay tại Việt Nam, các phương pháp và quy trình tính tốn đánh giá
tổn thất điện năng kỹ thuật chủ yếu dựa trên cơ sở lý thuyết tính tốn và số liệu
thống kê theo kinh nghiệm của nước ngồi, do đó mức độ chính xác chưa cao,
còn rất nhiều hạn chế trong điều kiện lưới điện Việt Nam nói chung và đối với
TP Hà Nội nói riêng.
Luận văn thực hiện các tính tốn so sánh nhằm kiểm nghiệm một số bước
tính tốn quan trọng cũng như kết quả tính tốn theo các quy trình chuẩn khi
tính tổn thất điện năng. Kết quả được sử dụng để so sánh là xử lý từ số liệu điện
năng tiêu thụ thực của hệ thống điện TP Hà Nội gần đây. Qua đó nhằm đưa ra
một số đánh giá về các quy trình và phương pháp đang được sử dụng rộng rãi
cũng như đề xuất hiệu chỉnh về hệ số tổn thất được áp dụng dể tính tốn tổn thất
điện năng hiện nay.
5. Các nội dung nghiên cứu
Nhằm đạt được mục đích nghiên cứu trên, luận văn dự kiến thực hiện các
nội dung như sau:
- Nghiên cứu, đánh giá lý thuyết và quy trình đánh giá tổn thất điện năng
kỹ thuật hiện tại.
- Tổng quan hệ thống điện TP Hà Nội về nguồn cấp, lưới điện.

- Từ số liệu thực tế của hệ thống điện TP Hà Nội trong những năm gần đây
xây dựng các biểu đồ phụ tải đặc trưng cho tính chất tiêu thụ điện năng
của hệ thống điện TP Hà Nội.
- Thiết lập quy trình đánh giá và tính tốn hệ số tổn thất điện năng tương
ứng với phụ tải trong điều kiện lưới điện phân phối TP Hà Nội.
- Từ kết quả tính tốn được đưa ra hiệu chỉnh và đề xuất hệ số tổn thất điện
năng thích hợp.
Trên cơ sở đó, nội dung luận văn được chia thành 05 chương như sau:
Chương 1. Cơ sở lý thuyết và các phương pháp tính tốn tổn thất điện
năng.
Chương 2. Phụ tải điện và mối liên hệ với hệ số tổn thất điện năng trên lưới
điện.
Chương 3. Tổng quan hệ thống điện TP Hà Nội.
Chương 4. Áp dụng tính tốn tổn thất điện năng đối với lưới điện phân
phối TP Hà Nội.
Chương 5. Kết luận và kiến nghị.

11


CHƯƠNG 1. CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN
TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
1.1 Cơ sở lý thuyết về tổn thất điện năng
1.1.1 Khái niệm
Điện năng sau khi được sản xuất ra tại các nhà máy điện, được đưa tới các hộ tiêu
dùng điện thông qua hệ thống đường dây truyền tải điện và các trạm biến áp. Trong q
trình đó, có một lượng điện năng nhất định bị tiêu hao và thất thốt, hiện tượng đó gọi
là tổn thất điện năng.
Tổn thất điện năng (TTĐN) trên lưới điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình
truyền tải và phân phối điện khi tải điện từ ranh giới giao nhận với các nhà máy phát

điện qua lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến các hộ tiêu thụ, TTĐN còn được
gọi là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện ([4]). Trong hệ thống điện, TTĐN
phụ thuộc vào đặc tính mạch điện, lượng điện năng truyền tải, khả năng của hệ thống
điện và vai trò của cơng tác quản lý.
Như vậy chúng ta có thể định nghĩa tổn thất điện năng là sự tiêu hao và sự thất
thốt điện năng trong q trình đưa điện năng từ nới sản xuất đến các hộ tiêu thụ.
1.1.2 Nguyên tắc chung xác định tổn thất điện năng
Theo [4], TTĐN trên lưới điện ∆A được xác định bằng tổng đại số lượng điện năng
nhận vào (Anhận) trừ đi tổng đại số lượng điện năng giao đi (Agiao) của lưới điện đó trong
thời gian T, được thể hiện như cơng thức sau:
PT 1.1
𝛥𝐴 = 𝐴𝑛ℎậ𝑛 − 𝐴𝑔𝑖𝑎𝑜 (𝑘𝑊ℎ)
Thời gian xác định TTĐN thông thường là 1 năm (T = 8760h).
Trên thực tế vận hành, TTĐN trên hệ thống điện của EVN là tổn thất điện năng
trên toàn bộ lưới điện do EVN và các đơn vị của EVN quản lý. Tại mỗi vị trí ranh giới
giao nhận điện năng giữa các đơn vị, vị trí xác định điện năng tự dùng tại các trạm biến
áp phải được lắp đặt hệ thống đo đếm điện năng. Tổn thất máy biến thế nâng áp, máy
biến áp tự dùng và các thiết bị điện trong trạm điện thuộc các Công ty phát điện quản lý
khơng tính vào TTĐN lưới điện.
1.1.3 Phân loại tổn thất điện năng
Tổng TTĐN trên lưới điện bao gồm tổn thất kỹ thuật ∆AKT và tổn thất phi kỹ thuật
∆APKT:
𝛥𝐴 = ∆𝐴𝐾𝑇 + ∆𝐴𝑃𝐾𝑇

PT 1.2

a. 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 điện đến các hộ tiêu thụ điện. Dòng điện đi qua
máy biến áp, dây dẫn và các thiết bị điện trên hệ thống lưới điện đã làm phát nóng MBA,

đường dây và các thiết bị dẫn điện, làm tiêu hao điện năng. Đường dây dẫn điện cao áp
từ 110kV trở lên cịn có tổn thất vầng quang, dòng điện qua cáp ngầm và tụ điện còn tổn
thất do điện môi.

12


Trong thực tế hiện nay, các ngành kinh doanh sản xuất có trình độ quản lý tốt có
thể tránh được tình trạng thất thốt, hao phí. Nhưng đối với điện năng thì khơng thể
tránh khỏi việc thất thốt này. Tổn thất nhiều hay ít cịn phụ thuộc vào các yếu tố như:
công nghệ sản xuất ra điện năng (hiện đại hay lạc hậu), thiết bị sử dụng cho truyền tải
và phân phối là cũ hay mới,… Yếu tố không thể tránh khỏi là tổn thất trên đường dây
dẫn truyền tải. Điện năng truyền tải đi xa làm điện trở dây dẫn nóng lên, làm nóng mơi
trường xung quanh. Ngồi ra tổn thất còn do chất liệu dây dẫn, tiết diện dây to hay
nhỏ,… Bên cạnh đó tổn thất kỹ thuật cịn phụ thuộc vào điều kiện, hồn cảnh kinh tế
của mỗi quốc gia đầu tư vào ngành điện như thế nào. Q trình gây tổn thất cịn xảy ra
ở các trạm biến áp, các công cụ đo đếm điện cũng có sai số kỹ thuật cho phép là ±0.5%.
b. Tổn thất phi kỹ thuật
Các tổn thất không do nguyên nhân kỹ thuật đều được xếp vào loại tổn thất phi kỹ
thuật. Bao gồm các tình trạng xảy ra do vi phạm trong sử dụng điện như lấy cắp điện
dưới nhiều hình thức, do chủ quan của người quản lý khi mất pha, công tơ hỏng không
kịp thời xử lý, thay thế, bỏ sót hoặc ghi sai chỉ số,… dẫn đến điện năng bán cho khách
hàng đo được qua hệ thống đo đếm thấp hơn so với điện năng thực tế khách hàng sử
dụng.
Mức độ tổn thất ở đây còn phụ thuộc vào khả năng sử dụng, điều kiện trang bị các
thiết bị phụ tải ở các hộ tiêu dùng. Ví dụ như nếu dây dẫn không đủ lớn so với phụ tải,
cách điện không tốt trên các chỗ cần cách điện sẽ dẫn đến thất thoát điện năng. Mọi tổn
thất đều xảy ra sau đồng hồ đo đếm nên các đối tượng sử dụng điện cần biết rõ nguyên
nhân để giảm tổn thất cho chính mình thơng qua các biện pháp sử dụng hợp lý, tiết kiệm
và hiệu quả nhất. Đối với ngành điện, cần xác định nguyên nhân gây tổn thất, khu vực

và khâu nào tổn thất điện năng nhiều nhất để đưa ra phương pháp khắc phục.
Luận văn này khơng đặt vấn đề tính tốn đánh giá tổn thất điện năng phi kỹ thuật,
do đó sẽ sử dụng ký hiệu chung là ∆A cho tổn thất điện năng kỹ thuật.
1.2 Một số giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối
Với tốc độ tăng trưởng của phụ tải cao nên lưới điện thường xuyên phải đối mặt
với tình trạng quá tải và điện áp thấp, ngoài ra trong những năm gần đây ngành điện lại
đang tiếp nhận hệ thống lưới điện nông thôn, trong điều kiện địa bàn cấp điện rộng, địa
hình phức tạp, phân bố phụ tải không đồng đều giữa các vùng, thời tiết diễn biến phức
tạp, lưới điện cũ nát, tồn tại nhiều cấp điện áp trung áp (35, 22, 10, 6 kV), tốc độ tăng
trưởng phụ tải cao (từ 2001- 2014 tăng trưởng trung bình xấp xỉ 14%/năm), biểu đồ phụ
tải xấu (chênh lệch công suất giữa cao điểm và thấp điểm ngày lên đến 50 - 60%), các
phụ tải cơng nghiệp có u cầu rất khắt khe về độ ổn định cung cấp điện và chất lượng
điện năng. Sự mất cân đối giữa tăng trưởng phụ tải và đầu tư cải tạo lưới điện trong
nhiều năm qua (kể cả lưới điện truyền tải) là vấn đề mà ngành điện đang phải đối diện
dẫn đến tổn thất điện năng lớn, sự cố nhiều và độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện
thấp.
Mục tiêu giảm tổn thất trên lưới điện phân phối địi hỏi phải có nhiều giải pháp
đồng bộ, trong đó có cả các biện pháp quản lý, hành chính nhằm giảm cả tổn thất thương
mại, luận văn đề cập một số biện pháp nhằm giảm tổn thất như sau:
13


1.2.1 Biện pháp quản lý kỹ thuật – vận hành
Không để quá tải đường dây, máy biến áp, thường xuyên theo dõi các thơng số vận
hành lưới điện, tình hình tăng trưởng phụ tải để có kế hoạch vận hành, cải tạo lưới điện,
hoán chuyển máy biến áp đầy, non tải một cách hợp lý, không để quá tải đường dây, quá
tải máy biến áp trên lưới điện.
Đảm bảo vận hành phương thức tối ưu: Thường xun tính tốn kiểm tra đảm bảo
phương thức vận hành tối ưu trên lưới điện. Đảm bảo duy trì điện áp trong giới hạn cao
cho phép theo quy định hiện hành và khả năng chịu đựng của thiết bị.

Kiểm tra, bảo dưỡng lưới điện ở tình trạng vận hành tốt. Thực hiện kiểm tra bảo
dưỡng lưới điện đảm bảo các tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành. Hành lang lưới điện, tiếp
địa, mối tiếp xúc, cách điện của đường dây, thiết bị… Không để các mối nối, tiếp xúc
(trên dây dẫn, cáp, đầu cực thiết bị v.v...) tiếp xúc khơng tốt gây phát nóng dẫn đến tăng
TTĐN.
Thực hiện tốt công tác quản lý kỹ thuật vận hành ngăn ngừa sự cố: Đảm bảo lưới
điện không bị sự cố để duy trì kết dây cơ bản có TTĐN thấp.
Thực hiện vận hành kinh tế máy biến áp: Đối với các khách hàng có TBA chuyên
dùng mà tính chất của phụ tải hoạt động theo mùa vụ, đơn vị kinh doanh bán điện phải
vận động, thuyết phục khách hàng lắp đặt thêm MBA có cơng suất nhỏ riêng phù hợp
phục vụ cho nhu cầu này hoặc cấp bằng nguồn điện hạ thế khu vực nếu có điều kiện để
tách MBA chính ra khỏi vận hành.
Hạn chế các thành phần khơng cân bằng và sóng hài bậc cao: Thực hiện kiểm tra
đối với khách hàng gây méo điện áp trên lưới điện. Trong điều kiện gây ảnh hưởng lớn
đến méo điện áp, yêu cầu khách hàng phải có giải pháp khắc phục.
Từng bước loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất cao bằng các
thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp (đặc biệt là đối với MBA).
1.2.2 Biện pháp quản lý kinh doanh
Đối với kiểm định ban đầu công tơ: Phải đảm bảo chất lượng kiểm định ban đầu
công tơ để cơng tơ đo đếm chính xác trong cả chu kỳ làm việc (5 năm đối với công tơ 1
pha, 2 năm đối với công tơ 3 pha). Đối với hệ thống đo đếm lắp đặt mới: Phải đảm bảo
thiết kế lắp đặt hệ thống đo đếm bao gồm công tơ, TU, TI và các thiết bị giám sát từ xa
(nếu có) đảm bảo cấp chính xác, được niêm phong kẹp chì và có các giá trị định mức
(dịng điện, điện áp, tỉ số biến…) phù hợp với phụ tải.
Xây dựng và thực hiện nghiêm quy định về lắp đặt, kiểm tra và nghiệm thu công
tơ để đảm bảo sự giám sát chéo giữa các khâu nhằm đảm bảo khơng có sai sót trong q
trình lắp đặt, nghiệm thu hệ thống đo đếm. Thực hiện kiểm định, thay thế định kỳ công
tơ đúng thời hạn theo quy định (5 năm đối với công tơ 1 pha, 02 năm đối với công tơ 3
pha). Thực hiện kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm. Thực hiện quy định về kiểm tra,
bảo dưỡng hệ thống đo đếm (công tơ, TU, TI…) để đảm bảo các thiết bị đo đếm trên

lưới được niêm phong quản lý tốt, có cấp chính xác phù hợp đảm bảo đo đếm đúng.
Thực hiện chế độ quản lý, kiểm tra để kịp thời phát hiện và thay thế ngay thiết bị đo
đếm bị sự cố (công tơ kẹt cháy, TU, TI cháy hỏng…), hư hỏng hoặc bị can thiệp trái
phép trên lưới điện. Không được để công tơ kẹt cháy quá một chu kỳ ghi chỉ số.
14


Củng cố nâng cấp hệ thống đo đếm: Từng bước áp dụng công nghệ mới, lắp đặt
thay thế các thiết bị đo đếm có cấp chính xác cao cho phụ tải lớn. Thay thế công tơ điện
tử 3 pha cho các phụ tải lớn; áp dụng các phương pháp đo xa, giám sát thiết bị đo đếm
từ xa cho các phụ tải lớn nhằm tăng cường theo dõi, phát hiện sai sót, sự cố trong đo
đếm.
Thực hiện lịch ghi chỉ số công tơ. Đảm bảo ghi chỉ số công tơ đúng lộ trình, chu
kỳ theo quy định, đúng ngày đã thỏa thuận với khách hàng, tạo điều kiện để khách hàng
cùng giám sát.
Củng cố và nâng cao chất lượng ghi chỉ số công tơ, đặc biệt đối với khu vực thuê
dịch vụ điện nông thôn ghi chỉ số nhằm mục đích phát hiện kịp thời cơng tơ kẹt cháy,
hư hỏng ngay trong quá trình ghi chỉ số để xử lý kịp thời. Đảm bảo ghi chỉ số công tơ
đúng ngày, lộ trình qui định.
Khoanh vùng đánh giá TTĐN: Thực hiện lắp đặt công tơ ranh giới, công tơ cho
từng xuất tuyến, cơng tơ tổng từng TBA phụ tải qua đó theo dõi đánh giá biến động
TTĐN của từng xuất tuyến, từng TBA công cộng hàng tháng và lũy kế đến tháng thực
hiện để có biện pháp xử lý đối với những biến động TTĐN.
Đảm bảo phụ tải đúng với từng đường dây, từng khu vực. Kiểm tra, xử lý nghiêm
và tuyên truyền ngăn ngừa các biểu hiện lấy cắp điện. Tăng cường công tác kiểm tra
chống các hành vi lấy cắp điện, cần thực hiện thường xuyên liên tục trên mọi địa bàn,
đặc biệt là đối với các khu vực nông thôn mới tiếp nhận bán lẻ.
Cùng cộng đồng thực hiện các giải pháp tiết kiệm điện; Thực hiện tăng cường
nghiệp vụ quản lý khác: Xây dựng và thực hiện nghiêm quy định quản lý kìm, chì niêm
phong cơng tơ, TU, TI , hộp bảo vệ hệ thống đo đếm; xây dựng quy định kiểm tra, xác

minh đối với các trường hợp công tơ cháy, mất cắp, hư hỏng… nhằm ngăn ngừa hiện
tương thông đồng với khách hàng vi phạm sử dụng điện; Tăng cường phúc tra ghi chỉ
số công tơ để đảm bảo việc ghi chỉ số đúng quy định của quy trình kinh doanh.
Ứng dụng phần mềm OMS (OMS-Outage Management System) để quản lý sự cố:
với các chức năng kết hợp đánh giá và phân tích độ tin cậy vận hành của lưới điện, phần
mềm là công cụ hỗ trợ công tác thiết kế, các giải pháp như quản lý sự cố (OMS-Outage
Management System), ứng dụng nền bản đồ số (GIS) hay hết hợp với hệ thông thu thập
và quản lý dữ liệu (SCADA) đều có thể ứng dụng cùng với phần mềm.
Ứng dụng hệ thống quản lý và giám sát hệ thống điện SCADA để nâng cao năng
lực thông qua các công cụ hiện đại và đồng bộ là một trong những hướng đi tích cực
nhằm đạt được mục tiêu về quản lý vận hành lưới điện phân phối.
Giảm tổn thất điện năng luôn là mục tiêu quan trọng của các đơn vị Điện lực, vì
vậy ngồi các biện pháp và giải pháp truyền thống thì việc tiếp cận và làm chủ công
nghệ cũng là biện pháp đang đem lại hiệu quả giúp nâng cao năng lực cho công tác giám
sát và vận hành lưới điện để giảm tổn thất.
1.3 Phương pháp xác định tổn thất điện năng
1.3.1 Xác định TTĐN theo các thiết bị đo
Căn cứ theo EVN ([4]), TTĐN được xác định là điện năng chênh lệch giữa tổng
điện nhận (mua), xác định theo công thức (1.1). Tuy nhiên, kết quả xác định được sẽ
bao gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật. Bên cạnh đó, phương pháp này
15


không thể sử dụng được cho các nghiên cứu, dự báo, quy hoạch thiết kế hoặc các tính
tốn tối ưu hóa vận hành hệ thống.
Tổng TTĐN được xác định bằng cách đo như sau:

Hình 1.1 Sơ đồ nguyên lý chung của thiết bị đo sử dụng để xác định tổn thất điện năng trên
lưới điện.


Phương pháp đo: sử dụng các thiết bị đo đếm điện năng được đồng bộ trong cùng
thời gian khảo sát tại tất cả các mạch vào và ra (tại ranh giới giao và nhận điện năng)
khỏi khu vực lưới điện cần xác định TTĐN. Khi đó:
𝑚

∆𝐴 = 𝐴𝑁 − 𝐴𝐺 =

(𝑖)
∑ 𝐴𝑛ℎậ𝑛
𝑖=1

𝑛
(𝑘)

− ∑ 𝐴𝑔𝑖𝑎𝑜

PT 1.3

𝑘=1

Với:
- ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh), xác định trong
khoảng thời gian T;
- AN là tổng điện năng nhận (kWh) từ các thiết bị đo tại nguồn của lưới điện
trong khoảng thời gian T;
- AG là tổng điện năng tiêu thụ (kWh) từ các thiết bị đo tại nơi giao (tiêu thụ)
điện năng trong khoảng thời gian T.
Trên bảng 1.1 là số liệu về tình hình TTĐN một số quốc gia trong khu vực và trên
thế giới.


16


Bảng 1.1 Thống kê tổn thất điện năng tại một số quốc gia theo số liệu của Ngân hàng
Thế giới (WB).
TT

Tên nước

Năm lấy số liệu

Tổn thất điện năng %

Tổn thất điện năng một số nước trong khu vực
1

Việt Nam

2018

6.83

2

Indonesia

2018

9


3

Philippines

2018

8.92

4

Cambodia

2018

20

Tổn thất điện năng một số nước trên thế giới
5

Liên Bang Nga

2015

10

6

Anh

2013


8.3

7

Ấn Độ

2015

18

8

Brazil

2015

15

9

Hong Kong

2014

10

10

Hungary


2016

12

11

Bồ Đào Nha

2015

7.8

Trong những năm gần đây, EVN đã thực hiện rất hiệu quả chương trình giảm tổn
thất điện năng. Được sự quan tâm chỉ đạo của Chính phủ, Bộ Công Thương, sự giúp đỡ
của các bộ, ngành, các địa phương trong cả nước, đồng thời sự đồng lòng quyết tâm và
nỗ lực thực hiện chỉ tiêu giảm tổn thất điện năng của lãnh đạo EVN và tất cả cán bộ
cơng nhân viên các đơn vị trong Tập đồn, EVN đã giảm tổn thất điện năng từ 10,15%
năm 2010 xuống 7,94% năm 2015 (giảm được 2,21%), hoàn thành xuất sắc chỉ tiêu Thủ
tướng Chính phủ giao tại Quyết định số 854/QĐ-TTg ngày 10/7/2012. Tiếp tục chương
trình giảm tổn thất điện năng đến năm 2018, EVN đã thực hiện giảm tổn thất điện năng
xuống dưới 6,83% hoàn thành trước 1 năm so với kế hoạch giai đoạn 2016-2020.
Với đặc thù địa hình dài trên 2.000 km và hẹp của nước ta, phụ tải điện lại tập
trung ở vùng đồng bằng miền Đông Nam Bộ và đồng bằng Bắc Bộ, phụ tải miền Trung
chỉ dưới 10% cả nước, nhiều nguồn điện lại nằm xa tâm phụ tải, nên lưới điện cần phải
đầu tư lớn, có nhiều khoảng cách truyền tải xa. Mạng lưới điện của Việt Nam đã phát
triển nhanh cả về quy mô, về chất lượng kỹ thuật, cũng như khả năng vận hành hiệu quả
để đáp ứng nhu cầu điện. Đến nay lưới điện Việt Nam đã thuộc loại lớn trên thế giới.
17



Việc đưa chỉ tiêu tổn thất điện năng xuống mức tiên tiến thế giới hồn tồn khơng phải
là việc dễ làm, và đây là nỗ lực lớn, thể hiện hiệu quả sản xuất cung ứng điện của EVN
và các đơn vị thành viên.
Sử dụng phương pháp đo lường để xác định tổng tổn thất điện năng trong lưới điện
có thể được kết luận như sau:
Độ chính xác của số liệu đo và thống kê là yếu tố quyết định đánh giá TTĐN, do
đó các số liệu từ thiết bị đo lường phải được đồng bộ tuyệt đối về thời gian ghi lại dữ
liệu. Áp dụng phương pháp này trong điều kiện HTĐ Việt Nam thường gặp khó khăn
trong khâu thu thập số liệu, nhất là đối với LPP trung áp.
Phương pháp thường dùng để đánh giá TTĐN thực tế trong công tác vận hành và
quản lý mạng lưới điện.
Phương pháp này cho kết quả bao gồm cả TTĐN phi kỹ thuật, cịn gọi là tổn thất
kinh doanh, khơng thể biết được TTĐN kỹ thuật do đặc điểm cấu trúc lưới điện và đặc
trưng của phụ tải. Để đánh giá mức độ tổn thất phi kỹ thuật, cần xác định được tỷ lệ tổn
thất kỹ thuật trong tổng TTĐN.
1.3.2 Công thức tổng quát tính TTĐN kỹ thuật
Thành phần chính trong hầu hết các tính tốn TTĐN là tổn thất trên điện trở dây
dẫn và các cuộn dây MBA, các công thức đều xuất phát từ việc xác định tổn thất do phát
nóng trên điện trở tác dụng của các phần tử [2].
Trên cơ sở định luật Joule do phát nóng trên điện trở tác dụng, tổn thất công suất
(TTCS) tác dụng do phát nóng tại mỗi thời điểm ∆P(t) tỷ lệ thuận với bình phương của
cường độ dịng điện It đi qua điện trở R:
𝑆𝑡2
𝑃𝑡2 + 𝑄𝑡2
PT 1.4
∆𝑃 = 3𝐼𝑡2 𝑅 = 2 𝑅 =
𝑅
𝑈𝑡
𝑈𝑡2

Trong đó St và Ut là cơng suất toàn phần đi qua điện trở R và điện áp ở vị trí tương
ứng với St tại mỗi thời điểm t. Trên thực tế, số liệu của các phụ tải điện đều được thống
kê dưới dạng công suất, do đó nhiều tính tốn chế độ của lưới điện được thực hiện thơng
qua phân bố cơng suất St thay vì dịng điện It.
Tổn thất cơng suất tác dụng ∆P(t) là TTĐN trên điện trở R trong một đơn vị thời
gian, do đó TTĐN trong thời gian T là tích phân của TTCS tại mỗi thời điểm t theo thời
gian vận hành T:
𝑇

𝑇

𝑇

𝑇

𝑆𝑡2
𝑃𝑡2 + 𝑄𝑡2
∆𝐴 = ∫ ∆𝑃(𝑡)𝑑𝑡 = 3𝑅 ∫ 𝐼𝑡2 𝑑𝑡 = ∫ 2 𝑑𝑡 = 𝑅 ∫
𝑑𝑡
𝑈𝑡
𝑈𝑡2
0

0

0

PT 1.5

0


TTCS tác dụng ∆P(t) thay đổi theo thời gian và phụ thuộc vào phụ tải, với nhiều
thông số không thể thu thập được, nhất là đối với lưới điện phân phối (LĐPP). Vì thế
trong từng tính tốn thực tế với TTĐN, các cơng thức trên được vận dụng khác nhau.
1.3.3 Tính TTĐN theo đồ thị phụ tải
a. Tính theo đồ thị phụ tải ngày, đêm
Nếu biết đồ thị phụ tải (ĐTPT) ngày đêm với giá trị phụ tải từng giờ, thì TTĐN
trong một ngày được tính với cơng thức sau:

18


24

∆𝐴24

24

𝑆𝑖2
𝑃𝑡2 + 𝑄𝑡2
= 𝑅 ∑ ( 2 . 1ℎ) = 𝑅. (∑
. 1ℎ)
2
𝑈𝑑𝑚
𝑈𝑑𝑚
𝑖=1

PT 1.6

𝑖=1


TTĐN cả năm được tính bằng cách nhân TTĐN một ngày đêm với số ngày trong
năm:
𝑘

PT 1.7

∆𝐴365 = ∑ 𝑘𝑖 ∆𝐴𝑖
𝑖=1
𝑘

PT 1.8

∑ 𝑘𝑖 = 365
𝑖=1

Trong đó ΔAi là TTĐN ngày, đêm tính cho loại đồ thị phụ tải i, ki là số ngày có đồ
thị phụ tải i và có k loại đồ thị phụ tải.
b. Tính theo đồ thị phụ tải kéo dài năm
Đồ thị phụ tải thường được phân loại theo mùa, tháng hoặc ngày điển hình trong
tuần. Ví dụ có đồ thị phụ tải cho ngày làm việc (251 ngày) và đồ thị phụ tải ngày cuối
tuần (104 ngày) điển hình (theo [4]).
Từ đồ thị phụ tải (ĐTPT) kéo dài năm có hình bậc thang với n bậc, mỗi bậc kéo
dài trong khoảng thời gian  t i và có cơng suất phụ tải Si khơng đổi (hình 1.2), thì TTĐN
được xác định như sau:
𝑛

𝑛

𝑛


𝑆𝑖2
𝑃𝑖2
𝑄𝑖2
∆𝐴 = 𝑅 ∑ 2 ∆𝑡𝑖 = 𝑅 (∑ 2 ∆𝑡𝑖 + ∑ 2 ∆𝑡𝑖 )
𝑈𝑖
𝑈𝑖
𝑈𝑖
𝑖=1

𝑖=1

PT 1.9

𝑖=1

Hình 1.2 Đồ thị phụ tải kéo dài năm dạng bậc thang với n bậc

Đối với LPP hoặc khi Ut không xác định được giá trị thì có thể tính Ut = Udm khi
đó TTĐN được tính như sau:
1

1

𝑅
∆𝐴 = 2 (∑ 𝑃𝑖2 + ∑ 𝑄𝑖2 ) ∆𝑡𝑖
𝑈𝑑𝑚
𝑛

PT 1.10


𝑛

Tổn thất điện năng thường được tính theo ĐTPT kéo dài với ti = 1h, như vậy giá
trị tổn thất cho 1 năm sẽ là:
19


8760

8760

𝑅
∆𝐴 = 2 ( ∑ 𝑃𝑖2 + ∑ 𝑄𝑖2 )
𝑈𝑑𝑚
𝑖=1

PT 1.11

𝑖=1

Nếu cho biết cos = hằng số, thì trong các công thức trên thay Qi = Pi tan 
8760

𝑅
1
∆𝐴 = 2 ∑ 𝑃𝑖2
𝑐𝑜𝑠 2 𝜑
𝑈𝑑𝑚


PT 1.12

𝑖=1

Các trường hợp áp dụng cách tính TTĐN theo đồ thị phụ tải:
-

-

Các đường dây trên hệ thống lưới điện truyền tải điện năng của các nhà máy
điện đến các nút hệ thống, trên các đường dây này S(i) phụ thuộc chế độ
làm việc của các nhà máy điện.
Đường dây, hay MBA truyền tải hoặc phân phối nhưng được đóng cắt theo
ngày đêm hoặc theo mùa vì lý do giảm tổn thất điện năng.
Đường dây có tụ bù có điều khiển.

1.3.4 Tính TTĐN theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ
Từ (1.11), nếu đường dây cung cấp điện cho phụ tải có đồ thị ổn định ta có thể viết
như sau:
8760

8760

𝑡=1

𝑡=1

𝑅
∆𝐴 = 2 ( ∫ 𝑃𝑖2 𝑑𝑡 + ∫ 𝑄𝑖2 𝑑𝑡 )
𝑈𝑑𝑚

=

PT 1.13

𝑅
2
2
2 (𝑃𝑚𝑎𝑥 𝜏𝑃 + 𝑄𝑚𝑎𝑥 𝜏𝑄 )
𝑈𝑑𝑚

Trong đó:
-

 P là thời gian tổn thất công suất lớn nhất do công suất tác dụng (CSTD)
gây ra;
Q là thời gian tổn thất lớn nhất do công suất phản kháng (CSPK) gây ra,
chúng phụ thuộc vào đồ thị CSTD và CSPK của phụ tải.

Với  P và Q được xác định theo công thức như sau:
2
∑8760
∑8760
𝑃𝑖2 𝑑𝑡
0
𝑖=1 𝑃𝑖 𝑑𝑡
=
2
2
𝑃𝑚𝑎𝑥
𝑃𝑚𝑎𝑥

PT 1.14
2
8760 2
∑8760
∑
𝑄
𝑑𝑡
𝑄
𝑑𝑡
0
𝑖
𝑖
𝑖=1
𝜏𝑄 =
=
2
2
𝑄𝑚𝑎𝑥
𝑄𝑚𝑎𝑥
Trong thực tế tính tốn, đồ thị CSPK và CSTD thường được giả thiết gần giống
nhau, cũng có nghĩa là hệ số cơng suất cos của phụ tải không đổi trong năm.

𝜏𝑃 =

Với giả thiết này Q = P =  và có thể viết:
𝑅
𝑆 2 . 𝑅. 𝜏
2
2
)𝜏 = 𝑚𝑎𝑥2

∆𝐴 = 2 (𝑃𝑚𝑎𝑥
+ 𝑄𝑚𝑎𝑥
= ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 𝜏
𝑈𝑑𝑚
𝑈𝑑𝑚

PT 1.15

Cơng thức tính τ như sau:

20


𝜏=

2
2
∑8760
∑8760
𝑡=1 𝐼𝑡 𝑑𝑡
𝑖=1 𝑆𝑖 𝑑𝑡
=
2
2
𝑆𝑚𝑎𝑥
𝐼𝑚𝑎𝑥

PT 1.16

 gọi là thời gian tổn thất công suất lớn nhất.

Ý nghĩa của thông số  rất rõ ràng, nếu dịng điện It ln bằng Imax khơng đổi thì
trong thời gian  (giờ) nó gây ra tổn thất đúng bằng TTĐN do dòng điện thật gây ra
trong cả năm (T=8760h). Như vậy, nếu biết thời gian tổn thất cơng suất lớn nhất  ta có
thể tính được TTĐN năm theo cơng thức (1.15).
Tổn thất cơng suất lớn nhất (  ) được tính tốn cho các loại đồ thị phụ tải có quy
luật biến đổi ổn định, sau đó đưa vào các cẩm nang để sử dụng trong quy hoạch và thiết
kế điện.
1.3.5

Tính TTĐN theo hệ số tổn thất (tổn thất) điện năng (LsF)

Nhằm xác định nhanh tổn thất điện năng trong lưới điện người ta còn sử dụng một
phương pháp khác là sử dụng hệ số tổn thất (một số tài liệu gọi là hệ số tổn thất) điện
năng trên cơ sở dòng điện trung bình bình phương. Phương pháp này thường được áp
dụng nếu biết đồ thị phụ tải ngày đêm.
Với khoảng thời gian tính tốn tổn thất điện năng thường lấy trong 1 năm nên có
thể coi T=8760h.
Khi đó ta có :
8760 2
𝐼𝑡 𝑑𝑡

∆𝐴 = 3𝑅 ∫0

2
= 3𝑅. 𝐼𝑡𝑏𝑡
.8760

PT 1.17

Trong đó:

2
𝐼𝑡𝑏

8760 2
𝐼𝑡 𝑑𝑡

∫
=√ 0

PT 1.18

8760

là dịng điện trung bình bình phương trong năm
R là điện trở của lưới điện, Ω.
Nếu nhân và chia vào cơng thức (1.14) với I2max thì:
∆𝐴 =

2
3𝑅. 𝐼𝑡𝑏
. 8760

=

2
𝐼𝑡𝑏𝑡
2
𝐼max
𝑡


2
. 3𝐼max
𝑡 . 𝑅. 8760

PT 1.19

= 𝐿𝑠𝐹. ∆𝑃max 𝑡 . 8760
Trong đó:
2
𝐼𝑡𝑏

∆𝑃𝑡𝑏
PT 1.20
2
𝐼𝑚𝑎𝑥
∆𝑃𝑚𝑎𝑥
Hệ số trên được gọi là hệ số tổn thất (hay tổn thất) điện năng LsF (Loss Factor).
Do đó khi biết giá trị của LsF dựa theo cơng thức (1.19) ta có thể xác định TTĐN.
𝐿𝑠𝐹 =

=

1.4 Kết luận chương 1
Yêu cầu cần thiết trong nhiều bài toán quy hoạch thiết kế cũng như quản lý hệ
thống điện là việc đánh giá TTĐN kỹ thuật trong lưới điện. Việc thu thập đầy đủ dữ liệu
về phụ tải, cụ thể là đồ thị tiêu thụ công suất của phụ tải theo thời gian là điều kiện kiên
quyết để tính toán TTĐN.
21



Nhưng trên thực tế do thiếu thông tin về đồ thị phụ tải, các phương pháp tính tốn
TTĐN kỹ thuật thường dựa vào các hệ số quy đổi, cụ thể là thời gian tổn thất công suất
lớn nhất  hay hệ số tổn thất công suất LsF. Trong các phương pháp này yêu cầu phải
đánh giá được quan hệ giữa mức độ tiêu thụ công suất thực tế của phụ tải điện với tổn
thất công suất trên lưới. Quan hệ này phụ thuộc vào đặc trưng của phụ tải trong hệ thống
điện trong mỗi thời kỳ nhất định, được thống kê và xây dựng thành các công thức kinh
nghiệm phục vụ tính tốn nhanh TTĐN. Việc sử dụng các cơng thức kinh nghiệm gần
đúng dựa theo những số liệu đã cũ có thể gây ra sai số khi áp dụng cho hệ thống điện
hiện đang vận hành. Như vậy cần thiết phải có các đánh giá hiệu chỉnh phù hợp theo các
dữ liệu thu thập từ hệ thống giai đoạn gần đây.

22


CHƯƠNG 2. PHỤ TẢI ĐIỆN VÀ MỐI LIÊN HỆ VỚI HỆ SỐ TỔN THẤT ĐIỆN
NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN
2.1 Khái niệm phụ tải điện
Phụ tải điện là công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q yêu cầu đối với
lưới điện ở điện áp và tần số danh định tại một thời điểm nào đó trên lưới điện (gọi là
điểm đấu phụ tải) và trong một thời điểm hoặc một khoảng thời gian nào đó [2].
Phụ tải điện cịn được dùng để chỉ các hộ dùng điện nói chung. Phụ tải bao gồm
công suất của các thiết bị dùng điện và tổn thất công suất trên lưới điện từ điểm nối thiết
bị dùng điện đến điểm đấu phụ tải.
Phụ tải tác dụng P được sử dụng để sinh ra cơng hữu ích trong các thiết bị dùng
điện như: ánh sáng, động lực, nhiệt,… và bù và tổn thất công suất trên lưới điện. Cơng
suất tác dụng địi hỏi ở nguồn điện nhiên liệu sơ cấp.
Phụ tải phản kháng Q là cơng suất phản kháng cảm tính, sử dụng để gây ra từ
trường trong các thiết bị dùng điện như các động cơ và trong máy biến áp,…Điện trường
sử dụng một lượng năng lượng được lấy từ nguồn điện khi phụ tải bắt đầu hoạt động
(đóng điện), năng lượng này khơng bị mất đi, nó chỉ dao động giữa từ trường và nguồn

(máy phát điện). Trong ½ chu kỳ từ trường phát năng lượng và ½ chu kỳ tiếp theo nó
nhận năng lượng, nơi tạm giữ năng lượng này chính là nguồn công suất phản kháng:
máy phát điện hoặc tụ điện, sở dĩ máy phát điện và tụ điện tạm giữa được cơng suất phản
kháng này vì chúng tạo ra điện trường. Điện trường hoạt động ngược với từ trường, khi
từ trường phát năng lượng thì điện trường nhận và ngược lại.
Từ trường không tiêu tốn nhiên liệu trực tiếp. Tuy nhiên nó gây ra tổn thất điện
năng khi dao dộng dưới dạng dòng điện giữa nguồn điện và từ trường. Cơng suất phản
kháng cảm tính quy ước mang dấu dương (ngược với cơng suất phản kháng trung tính
của điện trường mang dấu âm).
Trong các giá trị của phụ tải, quan trọng nhất là phụ tải max (là công suất max hoặc
dịng điện max, cịn gọi là phụ tải tính tốn), đó là cơng suất u cầu lớn nhất của phụ
tải đối với hệ thống điện trong một chu kỳ vận hành nhất định, thường lấy là một năm.
Phụ tải tính tốn dùng để thiết kế lưới điện: chọn thiết bị theo điều kiện phát nóng,
tính tổn thất điện áp, tổn thất điện năng và tổn thất công suất. Do đó phụ tải tính tốn
phải đảm bảo gây phát nóng lớn nhất trong dây dẫn, máy biến áp hay thiết bị phân phối
điện khác.
2.2 Các tính chất của phụ tải điện
2.2.1 Biến thiên theo quy luật ngẫu nhiên
Hoạt động của các thiết bị dùng điện riêng lẻ vừa có tính quy luật vừa có tính ngẫu
nhiên, do đó hoạt động của một tập hợp thiết bị dùng điện cũng có tính chất như vậy.
Khi số lượng thiết bị dùng điện lớn đến mức nào đó, thì bắt đầu có quy luật biến
thiên rõ ràng và tương đối ổn định, với các phụ tải này đã có thể lập ra đồ thị phụ tải
ngày đêm trung bình, lấy trung bình từng thời điểm trong nhiều ngày với độ tán xạ nhất
định. Thiết bị dùng điện càng nhiều thì độ tán xạ càng nhỏ.

23


2.2.2 Có tính theo mùa
Trong các mùa khác nhau trong năm đối với cùng một phụ tải nhưng lại có cơng

suất u cầu khác nhau. Ví dụ: bình nóng lạnh, các thiết bị làm mát như quạt, điều hòa
nhiệt độ,…
2.2.3 Giá trị phụ tải phụ thuộc vào thời tiết
Khi mà nhiệt độ thay đổi với mức chênh lệch lớn giữa hai ngày liên tiếp cũng tạo
ra sự khác nhau đáng kể của phụ tải.
2.2.4 Giá trị thực dùng của phụ tải phụ thuộc vào điện áp và tần số
Khi tần số và điện áp có giá trị danh định thì công suất thực dùng bằng công suất
yêu cầu, nhưng khi tần số hay điện áp khác danh định thì cơng suất thực dùng sẽ khác
nhau. Cụ thể là khi tần số và điện áp thấp hơn định mức thì cơng suất thực dùng sẽ nhỏ
hơn công suất yêu cầu và ngược lại.
2.3 Đồ thị phụ tải
Phụ tải điện là một hàm biến đổi theo thời gian. Đường cong biểu diễn sự biến
thiên của công suất tác dụng (P), công suất phản kháng (Q) và dòng điện phụ tải theo
thời gian là đồ thị phụ tải tương ứng với công suất tác dụng, cơng suất phản kháng và
dịng điện. Đồ thị phụ tải điện là số liệu vô cùng quan trọng trong tính tốn thiết kế cung
cấp điện.
Đồ thị phụ tải điện được phân loại thành:
Theo loại công suất
+ Đồ thị phụ tải công suất tác dụng.
+ Đồ thị phụ tải theo công suất phản kháng.
+ Đồ thị phụ tải theo công suất biểu kiến.
Theo dạng đồ thị
+ Đồ thị phụ tải thực tế: là dạng đồ thị phản ánh quy luật thay đổi thực tế của công
suất theo thời gian.
+ Đồ thị phụ tải bậc thang: là dạng đồ thị quy đổi từ đồ thị phụ tải thực tế về dạng
bậc thang.
Theo thời gian khảo sát
+ Đồ thị phụ tải hàng ngày
+ Đồ thị phụ tải hàng tháng
+ Đồ thị phụ tải hàng năm

Đồ thị phụ tải hàng ngày hay còn gọi là đồ thị phụ tải ngày đêm. Đây là giá trị
trung bình của phụ tải trong ngày đêm của 1 tuần, mùa hay năm. Đồ thị phụ tải ngày
thường được vẽ theo hình bậc thang để thuận tiện cho việc tính tốn mức độ tiêu thụ
điện năng hàng ngày của hộ tiêu thụ, qua đó có thể định được quy trình vận hành hợp lý
(điều chỉnh dung lượng máy biến áp, dung lượng bù,…) làm căn cứ để tính điện năng
tiêu thụ.

24


Hình 2.1 Ví dụ về đồ thị phụ tải hàng ngày hay phụ tải ngày đêm

Đối với đồ thị phụ tải hàng ngày hay phụ tải ngày đêm (hình 2.1), các thông số
quan trọng bao gồm:
- Smax (hoặc Pmax ): cơng suất u cầu lớn nhất sáng và tối (cịn gọi là đỉnh
-

sáng và đỉnh tối).
Stb (hoặc Ptb ): công suất yêu cầu trung bình.
24

∫ 𝑃(𝑡)𝑑𝑡
PT 2.1
𝑃𝑡𝑏 = 0
𝑃𝑚𝑎𝑥
Thời gian xảy ra công suất cao và thấp điểm trong ngày.
Từ đồ thị phụ tải ngày người ta lập ra đồ thị phụ tải kéo dài năm, bằng cách sắp
xếp các giá trị phụ tải từng giờ theo thứ tự thấp dần từ gốc tọa độ, mỗi giá trị phụ tải có
độ kéo dài trên đồ thị bằng số giờ nó kéo dài trong năm, vì thế có tên gọi là đồ thị phụ
tải kéo dài năm (hình 2.2).


Hình 2.2 Ví dụ về đồ thị phụ tải kéo dài năm

Phụ tải cực đại và cực tiểu là hai thông số quan trọng trong đồ thì phụ tải kéo dài
năm. Điện năng tiêu thụ của phụ tải trong toàn bộ thời gian được xác định bằng diện tích
bao phủ bởi đồ thị phụ tải và trục hồnh chính.
Diện tích bao phủ bởi đồ thị phụ tải và trục hồnh chính là điện năng yêu cầu trong
một năm, như vậy điện năng tiêu thụ trong 24 giờ được tính như sau:
25