bé gi¸o dôc vµ ®µo t¹o
trêng ®¹i häc b¸ch khoa hµ néi
---------------------------------------
luËn v¨n th¹c sÜ khoa häc
T×m hiÓu c¸c ph¬ng ph¸p ®¸nh gi¸ tæn thÊt
®iÖn n¨ng kü thuËt cho líi ®iÖn trung ¸p.
øng dông tÝnh to¸n Tæn thÊt ®iÖn n¨ng
Cho líi ®iÖn ph©n phèi 22kv vÜnh yªn.
ngµnh : hÖ thèng ®iÖn
.04.3898
Phïng v¨n phó
Ngêi híng dÉn khoa häc : TS. L minh kh¸nh
Hµ Néi - 2010
LI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan: Bn lun văn tt nghip này là công trình nghiên cu thc
s ca cá nhân, được thc hin trên cơ s nghiên cu lý thuyết, kiến thc kinh đin,
áp dng vào thc tin và dưới s hướng dn khoa hc ca T.S: Lã Minh Khánh.
Nhng s liu được s dng được ch rõ ngun trích dn trong danh mc tài
liu tham kho. Kết qu nghiên cu này chưa
được công b trong bt k công trình
nghiên cu nào t trước đến nay.
Hà Ni, ngày 22 tháng 10 năm 2010
Phùng Văn Phú
MC LC
Trang
Trang ph bìa
Li cam đoan
Danh mc các ký hiu, các ch viết tt
Danh mc các bng
Danh mc các hình v, đồ th
PHN M ĐẦU 1
Chương I : TNG QUAN V TN THT ĐIN NĂNG 5
1.1 Mt s khái nim 5
1.2 Yêu cu đánh giá tn tht đin năng 7
1.3 Gim tn tht đin năng 9
1.3.1. Các bin pháp gim tn th
t đin năng 9
1.3.2. Bin pháp qun lý k thut - vn hành 10
1.3.3. Bin pháp qun lý kinh doanh 12
1.4 Nhn xét và kết lun chương I 13
Chương II : CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TN THT ĐIN NĂNG
15
2.1 Phương pháp đo lường 15
2.2 Phương pháp thi gian tn tht công sut ln nht 16
2.3. Phương pháp h s tn hao đin năng 21
2.4 Các phương pháp khác 28
2.4.1 Phương pháp đồ th ph ti 28
2.4.2 Phương pháp đường cong tn tht 31
2.4.3 Cơ s lý thuyết ca chương trình LoadFlow 35
2.5 Tình hình đánh giá TTĐN trong Tp đn Đin Lc Vit Nam 39
2.5.1. Phòng kinh doanh 39
2.5.2. Phòng k thut 40
2.5.3. Lưới truyn ti 42
2.6 Tình hình đánh giá TTĐN LPP ca mt s nước trên thế gii 44
2.6.1. Cách tính tn tht đin năng lưới phân phi Thái Lan 44
2.6.2. Cách tính tn tht đin năng lưới phân phi Brazil 48
2.7 Các kết lun chương II 55
Chương III : ÁP DNG ĐÁNH GIÁ TTĐN CHO LPP VIT NAM
56
3.1. Mc đích, yêu cu khi đánh giá TTĐN 56
3.1.1 Đặc đim chung ca LPP Vit Nam 56
3.1.2. Mc đích và yêu cu tính toán 58
3.1.3. Các chế độ ca lưới phân phi đin 59
3.2. Quy trình tính toán TTĐN cho lưới phân phi 60
3.2.1. Khái nim h s tham gia vào đỉnh và h s đồng thi 62
3.2.2. Các quy trình tính toán lưới phân phi đin trung áp 65
3.3. So sánh và đánh giá thi gian tn tht công su
t ln nht (τ)
71
3.3.1. S liu ca cc điu tiết đin lc 74
3.3.2. S liu ca Ban k thut sn xut - EVN 77
3.3.3. S liu ca Vin năng lượng Vit Nam 85
3.3.4. Nhn xét và đánh giá 90
3.4. So sánh và đánh giá các quy trình tính TTĐN trong LPP 90
3.4.1. Đặc đim khu vc và lưới đin 22kV Vĩnh Yên 90
3.4.2. Tính toán v
i h s đồng thi K
đt
= 1 có hiu chnh công sut 94
3.4.3. Tính toán vi h s đồng thi Kđt 1 96
3.5. Nhn xét và kết lun chương III 98
KT LUN CHUNG
99
TÀI LIU THAM KHO
PH LC
DANH MC CÁC KÝ HIU, CH VIT TT
TTĐN :Tn tht đin năng
LPP :Lưới đin phân phi
LTT :Lưới đin truyn ti
ĐL :Đon lưới
TBA :Trm biến áp
MBA :Máy biến áp
PC1 :Tng công ty Đin lc min Bc
HTĐ :H thng đin
ĐTPT :Đồ th ph ti
CSTD :Công sut tác dng
CSPK :Công sut phn kháng
LF :H s ti
LsF :H
s tn tht đin năng
DANH MC CÁC BNG.
Bng 1.1 : Thng kê tn tht đin năng ca mt s Quc gia Asian.
Bng 2.1 : Thng kê tn tht đin năng ca mt s Quc gia.
Bng 2.2:
Bng tra gia Tmax và τ.
Bng 2.3: Biu thc đặc trưng ca phương pháp LF, LsF và τ , Tmax.
Bng 2.4: T l TTĐN ca các b phn lưới phân phi bang Sao Paulo, Brazil.
Bng 2.5: Tr s trung bình c
a LF và LsF.
Bng 2.6: Phân b s lượng ph ti trong các nhóm theo h s k.
Bng 3.1: Bng tra h s Kđt ca LPP h áp.
Bng 3.2: Bng tra h s Kđt ca LPP trung áp.
Bng 3.3: Bng tra h s Kđt ca ph ti tng hp.
Bng 3.4: Biu đồ ph ti đin hình ca ngành Công nghip.
Bng 3.5: Biu đồ ph ti đi
n hình ca ngành Công nghip năm 2009.
Bng 3.6: Bng h s Kt ngành Công nghip năm 2009.
Bng 3.7:
Bng tính T
max
, τ, LF, LsF ngành Công nghip năm 2009.
Bng 3.8:
Bng tng hp T
max
, τ, LF, LsF các ngành.
Bng 3.9:
Bng đánh giá sai s τ
cx
τ
kn
. LsF
cx
và LsF
kn
các ngành.
Bng 3.10: Bng ph ti đin hình phân ngành khai khoáng.
Bng 3.11: Bng h s Kt phân ngành khai khoáng.
Bng 3.12:
Bng tính T
max
, τ, LF, LsF phân ngành khai khoáng.
Bng 3.13:
Bng tng hp T
max
, τ, LF, LsF các phân ngành Công nghip 2009.
Bng 3.14:
Bng đánh giá sai s τ
cx
τ
kn
. LsF
cx
và LsF
kn
các ngành năm 2009.
Bng 3.15: Bng ph ti đin hình phân ngành bán buôn, bán l.
Bng 3.16: Bng h s Kt phân ngành bán buôn, bán l.
Bng 3.17:
Bng tính T
max
, τ, LF, LsF phân ngành bán buôn, bán l.
Bng 3.18:
Bng tng hp T
max
, τ, LF, LsF các phân ngành Thương mi 2009.
Bng 3.19:
Bng đánh giá sai s τ
cx
τ
kn
. LsF
cx
và LsF
kn
các phân ngành 2009.
Bng 3.20:
Bng tng hp T
max
, τ, LF, LsF các phân ngành Công cng 2009.
Bng 3.21:
Bng đánh giá sai s τ
cx
τ
kn
. LsF
cx
và LsF
kn
các phân ngành 2009.
Bng 3.22: Bng ph ti đin hình min Bc tháng 1 năm 2009.
Bng 3.23: Bng h s Kt min Bc tháng 1 năm 2009.
Bng 3.24:
Bng tính T
max
, τ, LF, LsF min Bc tháng 1 năm 2009.
Bng 3.25:
Bng tng hp T
max
, τ, LF, LsF năm 2009.
Bng 3.26:
Bng đánh giá sai s τ
cx
τ
kn
; LsF
cx
và LsF
kn
năm 2009.
Bng 3.27: Bng thông s TBA Triu Quang Phc (nút 98A) .
Bng 3.28: Bng tính tn tht TBA Triu Quang Phc (nút 98A).
Bng 3.29: Bng tính dòng công sut nhánh t nút 98 đến nút 98A.
Bng 3.30: Bng tính dòng công sut nhánh t nút 132 đến nút 130.
Bng 3.31: Bng tính tn tht khi hiu chnh công sut nhánh t nút 98 - 98A.
Bng 3.32: Bng tính tn tht khi hiu chnh công sut nhánh t nút 132 - 130.
Bng 3.33: Bng tng hp các giá tr TTĐN (Kđt = 1) có hiu ch
nh công sut.
Bng 3.34: Bng tính tn tht nhánh t nút 132 đến nút 130 (Kđt 1).
Bng 3.35: Bng tng hp các giá tr TTĐN (Kđt 1).
Bng 3.36: Bng tng hp các giá tr tn tht công sut.
DANH MC CÁC HÌNH V, ĐỒ TH
Hình 2.1: Nguyên tc xác định tn tht đin năng trên lưới đin.
Hình 2.2: Đồ th ph ti hình bc thang.
Hình 2.3:
Đồ th τ = f(Tmax).
Hình 2.4: Đồ th xác định dòng đin trung bình bình phương Itb.
Hình 2.5: Sơ đồ lưới đin đơn gin.
Hình 2.6: Biu đồ ph ti và tn tht công sut.
Hình 2.7: Đồ th quan h LsF và LF.
Hình 2.8: Đồ th ph ti ph
c tp.
Hình 2.9: Biu đồ ph ti dng bc thang.
Hình 2.10: Đồ th biến thiên ca công sut (S) theo thi gian (t).
Hình 2.11: Đồ th biến thiên ca công sut S(t) dng hình thang.
Hình 2.12: Đồ th ph ti năm kéo dài.
Hình 2.13:
Đường cong quan h
(
)
=
PfP
.
Hình 2.14:
H các đường cong quan h
(
)
=
PfP
.
Hình 2.15: Xây dng biu đồ tn tht đin năng bng đưng cong tn tht.
Hình 3.1: Sơ đồ lưới cung cp cho 2 ph ti.
Hình 3.2: Đồ th ph ti.
Hình 3.3: Sơ đồ đường dây đin trung áp.
Hình 3.4: Biu đồ ph ti đin hình ngành Công nghip.
Hình 3.5: Sơ đồ l đường dây 471E4.3 Vĩnh Yên.
Hình 3.6: Đánh s đim đầu, cui l đườ
ng dây 471E4.3 Vĩnh Yên.
1
PHẦN MỞ ĐẦU
Lý do chọn đề tài
Nhằm mục đích nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống điện giảm giá thành
sản xuất điệnng, giảm tổn thất điện năng là một trong những nội dung được quan
tâm hàng đầu hiện nay.
Cùng với quá trình phát triển và đổi mới của đất nước, hệ thống điện Việt
Nam đang có bước phát triển nhảy vọt cả về quy mô công suất và phạm vi lưới cung
cấp điện. Năm 2009, tổng sản lượng điện thương phẩm của Việt Nam đạt 86,9 tỷ
kWh, bình quân đầu người đạt 987 kWh/người/năm. Trong khi đó, lượng điện bình
quân đầu người tại Malaysia 2397kWh/người/năm, Thái Lan 1300kWh/người/năm,
Singapor 8242kWh/người/năm, Hàn Quốc 4167 kWh/người/năm … Tuy nhiên mức
tổn thất điện năng của Việt Nam lại tỉ lệ nghịch, mức 12,23% m 2003, năm
2002 13,41%, năm 2000 14,5%. Nếu so với các nước trong khu vực thì mức tổn
thất của Việt Nam còn rất cao, cụ thể Malaysia chỉ tổn thất 4%/ m, Thái lan 9%,
Singapore 9%…[17]. Nếu Việt Nam có thể giảm tổn thất điện năng xuống thêm 1%
thì mỗi năm sẽ tiết kiệm được khoảng 870 triệu kWh, tương đương 670 tỷ đồng mỗi
năm. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đưa mục tiêu đến m 2010 giảm mức
tổn thất điện năng xuống dưới 10%, bình quân mỗi m giảm 0,425% [3]. Để m
được điều ấy đòi hỏi phải đồng thời thực hiện các biện pháp về kỹ thuật, kinh
doanh, tổ chức quản lý.
Yêu cầu giảm tổn thất điện ng cũng đặt ra nhiều vấn đề cần được quan m
giải quyết. Việc tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật phụ thuộc rất nhiều vào số liệu
thống được cũng như phương thức quy trình tính toán. Phương pháp nh
toán tổn thất điện năng đang được sử dụng tại Việt Nam hiện nay còn không thống
nhất giữa các đơn vị thực hiện, cũng như không thực sự đầy đủ phù hợp với số
liệu thống kê, đặc biệt là trong lưới điện phân phối khi số liệu thống kê chưa đầy đ
chính xác. Luận văn lựa chọn đề i nghiên cứu nhằm mục đích đưa ra một i
nhìn để đánh giá phương pháp truyền thống nh tổn thất điện năng hiện đang được
2
sử dụng, cũng như so sánh kết quả tính toán theo một squy trình tính toán thể
áp dụng cho lưới điện phân phối, dựa trên sở dữ liệu hiện của hệ thống điện
Việt Nam.
Lịch sử nghiên cứu
Phương pháp tính tổn thất công suất điện năng kỹ thuật khi truyền tải điện
nói chung đã được đề xuất từ thế kỷ 19 trên cơ sở định luật Joule.
Đã nhiều nghiên cứu khác nhau về tính toán và đánh giá tổn thất điện năng
kỹ thuật phi kỹ thuật nói chung. Trong đó các hướng nghiên cứu chủ yếu là: đề
xuất đánh giá các biện pháp nhằm giảm tổn thất điện năng trên các loại mạng
lưới điện, các phương pháp gần đúng để tính toán tổn thất điện năng, các phương
pháp phân bố tổn thất điện năng tổng theo phân vùng, các phương pháp công
thức kinh nghiệm sử dụng cho việc tính nhanh tổn thất điện năng... [8, 10, 11, 14].
Đối với hệ thống truyền tải điện của Việt Nam, đặc biệt đối với lưới điện
phân phối, số liệu thống kê không đầy đủ cũng như lưới điện các đặc thù riêng,
chưa có nhiều nghiên cứu chuyên sâu nhằm đánh giá kiểm nghiệm độ chính xác khi
áp dụng các phương pháp quy trình tính toán tổn thất điện năng trên lưới điện.
Luận văn lựa chọn hướng nghiên cứu nhằm kiểm nghiệm lại những công thức
quy trình bản đã đang được áp dụng đại trà trong các đơn vĐiện lực ng
như các trường Đại học, theo số liệu hiện có của phụ tải thực tế của Việt Nam.
Mục đích nghiên cứu của luận văn
Tìm hiểu thông tin về dữ liệu tổn thất điện ng hiện nay trong hệ thống điện
Việt Nam cũng như trên thế giới.
Tìm hiểu, đánh giá các phương pháp quy trình tính toán tổn thất điện năng
kỹ thuật hiện có.
Phân tích các phương pháp tính toán tổn thất điện năng k thuật trong lưới
điện phân phối, so sánh đánh gưu nhược điểm của các phương pháp, đưa ra
phương pháp phù hợp với lưới điện Việt Nam.
3
Đối tượng và phm vi nghiên cứu của luận văn
Tìm hiểu hiện trạng giảm tổn thất điện năng cũng như phương pháp xác định
tổn thất điện năng của Việt Nam và trên thế giới.
Tổng kết so nh đánh gcác phương pháp quy trình nh toán tổn thất
điện năng kỹ thuật đang được áp dụng.
Đối tượng nghiên cứu và tính toán cthể số liệu phụ tải của các phân ngành
và ngành khác nhau trong hệ thống điện Việt Nam. Các tính toán ứng dụng cho một
lưới điện phân phối điển hình của Việt Nam. Trong đó lấy lưới điện 22kV-E4.3
Vĩnh Yên làm lưới mẫu.
Phương pháp nghiên cứu:
Tìm hiểu, đánh giá lý thuyết và quy trình đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật.
Tính toán áp dụng cho số liệu phụ tải điển hình thu thập được một xuất
tuyến lưới phân phối thực tế tại Việt Nam.
So sánh các quy trình tính toán, công thức kinh nghiệm với kết quả tính toán
chính xác.
Lun điểm cơ bản và đóng góp mới của luận văn:
Giảm tổn thất điện năng một trong những nhu cầu cấp bách khi vận nh,
quy hoạch và quản hệ thống điện Việt Nam. Tuy nhiên, để thể được chiến
lược cũng như biện pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp, vấn đề quan trọng là xác
định chính xác nhất tổn thất điện năng kỹ thuật trên thực tế của lưới điện. Các
phương pháp quy trình tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật tại Việt Nam hiện
nay, chủ yếu dựa trên sở quy trình, thuyết tính toán và số liệu thống kê của
nước ngoài, do đó còn rất nhiều hạn chế cũng như chưa thể căn cứ để quyết định
độ chính xác.
Luận văn thực hiện các tính toán so sánh nhằm kiểm nghiệm một số bước tính
toán quan trọng cũng như kết quả tính toán theo các quy trình chuẩn khi tính tổn
4
thất điện năng. Sliệu được sử dụng để so sánh số liệu thực của hệ thống điện
Việt Nam. Qua đó nhằm đưa ra một đánh giá về các quy trình và phương pháp đang
được sử dụng rộng rãi cũng như khuyến nghị về quy trình tính toán tổn thất điện
năng hiện nay.
Luận văn được thực hiện và bố trí thành các chương như sau:
Phần mở đầu
Chương 1: Tổng quan về tổn thất điện năng.
Chương 2: Các phương pháp xác định tổn thất điện năng.
Chương 3: Áp dụng đánh g tổn thất điển năng cho lưới phân phối Việt
Nam.
Kết luận chung.
5
CHƯƠNG I:
TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
1.1 Một số khái niệm.
Tổn thất điện năng (TTĐN) phần điện năng dùng để truyền tải phân phối
điện. Trong đó TTĐN ΔA trên một lưới điện trong một khoảng thời gian T hiệu
giữa tổng điện năng nhận vào A
N
trừ tổng điện năng giao đi A
G
của lưới điện trong
khoảng thời gian T đó. Tổng điện năng giao, nhận của lưới điện là tổng đại số lượng
điện giao, nhận được xác định bởi hệ thống đo đếm điện năng tại các điểm đo đếm
ranh giới của lưới điện đó tại khách hàng sử dụng điện (các hộ tiêu thụ) [12].
Thời gian xác định TTĐN thông thường là 1 năm (T = 8760h).
Tức là: ΔA = A
N
A
G
(1.1)
Trong đó:
ΔA: Tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh).
A
N
: Tổng điện năng nhận vào lưới điện (kWh).
A
G
: Tổng điện năng giao đi từ lưới điện (kWh).
Điện tự dùng tại các trạm biến áp (TBA) là điện năng tiêu thụ trong TBA phục
vụ vận hành lưới điện, bao gồm điện dùng cho hệ thống thông tin, điều khiển, bảo
vệ, điều hòa, chiếu sáng lắp đặt trong trạm, kể cả các thiết bị bù tại trạm [12].
Ranh giới giao, nhận (mua, bán) điện năng vị trí lắp đặt hệ thống đo đếm
điện năng giao, nhận (mua, bán) giữa các đơn vị [12].
Tổn hao máy biến thế nâng áp, máy biến áp (MBA) tự dùng thuộc các Công ty
phát điện quản lý không tính vào TTĐN lưới điện [12].
Điện năng tdùng của TBA điện năng thương phẩm, được hạch toán vào
chi phí quản lý của đơn vị quản lý, không tính vào TTĐN lưới điện [12].
6
Điện năng nhận nhưng được giao ngay cho đơn vị khác hoặc khách hàng tại
cùng một điểm đo đếm ranh giới giao nhận điện năng không được tính vào tỉ lệ
TTĐN của đơn vị [12].
TTĐN thể chia m hai loại: tổn thất điện năng kỹ thuật tổn thất điện
năng phi kỹ thuật [1].
ΔA = ΔA
kt
+ ΔA
Pkt
(1.2)
Trong đó:
ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh).
ΔA
kt
là tổn thất điện năng kỹ thuật trên lưới điện đang xét (kWh).
ΔA
Pkt
là tổn thất điện năng phi kỹ thuật trên lưới điện đang xét (kWh).
TTĐN kỹ thuật A
kt
) do tính chất vật của quá trình truyền tải điện ng
gây ra. Do đó không thể loại bỏ hoàn toàn mà chỉ có thể hạn chế ở mức độ hợp .
Trong khoảng thời gian khảo sát t, nếu phụ tải không thay đổi thì trong h
thống điện có tổn thất công suất tác dụng là ∆P, thì TTĐN kỹ thuật được tính:
∆A
kt
= ∆P.t (1.3)
Để tính tổn thất điện năng một cách chính xác ta cần lấy tích phân của vế phải
công thức (1.3):
t
kt
PdtA
0
(1.4)
Ngoài ra, TTĐN kỹ thuật còn được chia ra thành 3 loại:
TTĐN kỹ thuật phụ thuộc vào dòng điện: tổn thất do phát nóng trong các
phần tử, phụ thuộc vào bình phương của cường độ dòng điện và điện trở tác dụng
của phần tử. Đây thành phần chính được tính đến trong tổn thất điện năng.
Thành phần tổn thất phụ thuộc vào dòng điện (phát nóng) được xác định dựa
trên cơ sở tính toán chế độ của hệ thống điện. Trong đó các tính toán được thực hiện
để xác định tổn thất công suất trên các đường dây và MBA tại các thời điểm cụ thể.
7
TTĐN kỹ thuật phụ thuộc vào điện áp bao gồm tổn thất không tải của MBA,
tổn thất vầng quang điện, tổn thất do điện (cách điện không tốt), tổn thất trong
mạch từ của các thiết bị đo lường… Loại TTĐN này có thể coi không đổi
thường được xác định từ các dliệu thống kê. Như vậy loại tổn thất điện năng này
phụ thuộc vào vật liệu và công nghệ chế tạo các thiết bị điện.
TTĐN do chất lượng điện: Phát nóng phdo dòng điện thứ tnghịch I
2
, dòng
điện thứ tự không I
0
và sóng hài.
Tổn thất điện ng phi kỹ thuật A
Pkt
) hay còn gọi TTĐN kinh doanh là
TTĐN trong khâu kinh doanh điện gồm: Điện năng tiêu dùng nhưng không được đo
đếm do chủ quan của người quản khi công chết, cháy không thay thế kịp thời,
bỏ sót hoặc ghi thiếu chỉ số; do không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định thay thế
công định kỳ theo quy định… 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.
Do đó, TTĐN phi kỹ thuật không thể giải quyết bằng các biện pháp kỹ thuật,
chỉ thdùng các biện pháp quản hành chính. Trong một số trường hợp
thể phân loại để xác định tổn thất điện năng kinh doanh khâu nào, từ đó biện
pháp xử lý. dụ điện năng tổn thất khi đã được sử dụng nhưng không được đo,
điện năng đã được đo nhưng không được vào hóa đơn; điện năng đã được vào hóa
đơn nhưng không được trả tiền hoặc chậm trả tiền.
Mục tiêu của đề tài chỉ đánh giá tổn thất kỹ thuật do phát nóng gây ra (TTĐN
phụ thuộc vào thành phần dòng điện). Do đó, trong luận văn này, từ nay khi nhắc
đến TTĐN tức là đang nói đến tổn thất kỹ thuật do phát nóng gây ra.
1.2 Yêu cầu đánh giá tổn thất điện năng.
Trong mạng lưới điện, TTĐN gồm tổn thất điện năng kthuật và tổn thất điện
năng phi kỹ thuật. TTĐN kỹ thuật gần như là cố định. Khi đó tổn thất điện năng
(ΔA) nhỏ hơn 10% được coi chấp nhận được [2]. Nếu tổn thất điện năng trên
15% tức làtổn thất điện ng kinh doanh, khi đó cần tính toán tổn thất điện năng
kỹ thuật để đánh gmức độ tổn thất kinh doanh.
8
Đối với lưới điện phân phối (LPP) có khối lượng đường dây TBA rất lớn,
dây dẫn tiết diện nhỏ, dòng điện đi qua lớn, điện áp được hạ thấp nên yêu cầu về
chỉ tiêu kỹ thuật, công nghệ, yêu cầu về đầu cũng bị giảm so với lưới điện áp
cao. Do đó LPP TTĐN chiếm lượng đáng kể, khoảng 60-75% tổng TTĐN trên
toàn hệ thống điện [2].
TTĐN của 8 tháng đầu m 2009 của Tổng công ty Điện lực miền Bắc (NPC)
toàn công ty 8,86%, sản lượng điện thương phẩm 10,1 tỷ kWh. Thử làm một
phép tính đơn giản, nếu lấy g bán điện nh quân 809,71 đồng/kWh thì chỉ
trong 8 tháng qua, NPC bị mất đi 725 tỉ đồng từ tổn thất điện năng [9].
Bảng 1.1 thống kê hiện trạng TTĐN của Việt Nam và một số quốc gia trên thế
giới [17].
Bảng 1.1: Thống kê tổn thất điện năng một số quốc gia Asian.
STT
Tên nước
Năm lấy
số liệu
Điện năng
sản xuất
(10
6
KWh)
Điện năng
tiêu thụ
(10
6
KWh)
TTĐN
10
6
KWh
TTĐN
%
1 Singapore 2008 417.200 379.400 378.000 9,06
2 Indonesia 2007 134.400 119.300 15.100 11,25
3 Thailand 2008 148.200 134.400 13.800 9,31
4 Vietnam 2009 86.900 74.500 12.400 14,27
5 Malaysia 2007 103.200 99.250 3.950 3,83
Xác định khu vực tổn thất nhận dạng TTĐN được xem biện pháp quan
trọng nhằm giúp cho người quản nhận biết TTĐN khu vực nào, do kỹ thuật
hay kinh doanh để có biện pháp xử lý.