bé gi¸o dôc vµ ®µo t¹o

tr−êng ®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 l−íi ®iÖn trung ¸p.

øng dông tÝnh to¸n Tæn thÊt ®iÖn n¨ng

Cho l−íi ®iÖn ph©n phèi 22kv vÜnh yªn.

ngµnh : hÖ thèng ®iÖn

.04.3898

Phïng v¨n phó

Ng−êi h−íng dÉn khoa häc : TS. L∙ minh kh¸nh

Hµ Néi - 2010

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan: Bản luận văn tốt nghiệp này là công trình nghiên cứu thực

sự của cá nhân, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết, kiến thức kinh điển,

áp dụng vào thực tiễn và dưới sự hướng dẫn khoa học của T.S: Lã Minh Khánh.

Những số liệu được sử dụng được chỉ rõ nguồn trích dẫn trong danh mục tài

liệu tham khảo. Kết quả nghiên cứu này chưa

được công bố trong bất kỳ công trình

nghiên cứu nào từ trước đến nay.

Hà Nội, ngày 22 tháng 10 năm 2010

Phùng Văn Phú

MỤC LỤC

Trang

Trang phụ bìa

Lời cam đoan

Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt

Danh mục các bảng

Danh mục các hình vẽ, đồ thị

PHẦN MỞ ĐẦU 1

Chương I : TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 5

1.1 Một số khái niệm 5

1.2 Yêu cầu đánh giá tổn thất điện năng 7

1.3 Giảm tổn thất điện năng 9

1.3.1. Các biện pháp giảm tổn thấ

t điện năng 9

1.3.2. Biện pháp quản lý kỹ thuật - vận hành 10

1.3.3. Biện pháp quản lý kinh doanh 12

1.4 Nhận xét và kết luận chương I 13

Chương II : CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

2.1 Phương pháp đo lường 15

2.2 Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất 16

2.3. Phương pháp hệ số tổn hao điện năng 21

2.4 Các phương pháp khác 28

2.4.1 Phương pháp đồ thị phụ tải 28

2.4.2 Phương pháp đường cong tổn thất 31

2.4.3 Cơ sở lý thuyết của chương trình LoadFlow 35

2.5 Tình hình đánh giá TTĐN trong Tập đoàn Điện Lực Việt Nam 39

2.5.1. Phòng kinh doanh 39

2.5.2. Phòng kỹ thuật 40

2.5.3. Lưới truyền tải 42

2.6 Tình hình đánh giá TTĐN ở LPP của một số nước trên thế giới 44

2.6.1. Cách tính tổn thất điện năng lưới phân phối ở Thái Lan 44

2.6.2. Cách tính tổn thất điện năng lưới phân phối ở Brazil 48

2.7 Các kết luận chương II 55

Chương III : ÁP DỤNG ĐÁNH GIÁ TTĐN CHO LPP Ở VIỆT NAM

3.1. Mục đích, yêu cầu khi đánh giá TTĐN 56

3.1.1 Đặc điểm chung của LPP ở Việt Nam 56

3.1.2. Mục đích và yêu cầu tính toán 58

3.1.3. Các chế độ của lưới phân phối điện 59

3.2. Quy trình tính toán TTĐN cho lưới phân phối 60

3.2.1. Khái niệm hệ số tham gia vào đỉnh và hệ số đồng thời 62

3.2.2. Các quy trình tính toán lưới phân phối điện trung áp 65

3.3. So sánh và đánh giá thời gian tổn thất công su

ất lớn nhất (τ)

3.3.1. Số liệu của cục điều tiết điện lực 74

3.3.2. Số liệu của Ban kỹ thuật sản xuất - EVN 77

3.3.3. Số liệu của Viện năng lượng Việt Nam 85

3.3.4. Nhận xét và đánh giá 90

3.4. So sánh và đánh giá các quy trình tính TTĐN trong LPP 90

3.4.1. Đặc điểm khu vực và lưới điện 22kV Vĩnh Yên 90

3.4.2. Tính toán v

ới hệ số đồng thời K

đt

= 1 có hiệu chỉnh công suất 94

3.4.3. Tính toán với hệ số đồng thời Kđt ≠ 1 96

3.5. Nhận xét và kết luận chương III 98

KẾT LUẬN CHUNG

TÀI LIỆU THAM KHẢO

PHỤ LỤC

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

TTĐN :Tổn thất điện năng

LPP :Lưới điện phân phối

LTT :Lưới điện truyền tải

ĐL :Đoạn lưới

TBA :Trạm biến áp

MBA :Máy biến áp

PC1 :Tổng công ty Điện lực miền Bắc

HTĐ :Hệ thống điện

ĐTPT :Đồ thị phụ tải

CSTD :Công suất tác dụng

CSPK :Công suất phản kháng

LF :Hệ số tải

LsF :H

ệ số tổn thất điện năng

DANH MỤC CÁC BẢNG.

Bảng 1.1 : Thống kê tổn thất điện năng của một số Quốc gia Asian.

Bảng 2.1 : Thống kê tổn thất điện năng của một số Quốc gia.

Bảng 2.2:

Bảng tra giữa Tmax và τ.

Bảng 2.3: Biểu thức đặc trưng của phương pháp LF, LsF và τ , Tmax.

Bảng 2.4: Tỷ lệ TTĐN của các bộ phận lưới phân phối bang Sao Paulo, Brazil.

Bảng 2.5: Trị số trung bình củ

a LF và LsF.

Bảng 2.6: Phân bố số lượng phụ tải trong các nhóm theo hệ số k.

Bảng 3.1: Bảng tra hệ số Kđt của LPP hạ áp.

Bảng 3.2: Bảng tra hệ số Kđt của LPP trung áp.

Bảng 3.3: Bảng tra hệ số Kđt của phụ tải tổng hợp.

Bảng 3.4: Biểu đồ phụ tải điển hình của ngành Công nghiệp.

Bảng 3.5: Biểu đồ phụ tải điể

n hình của ngành Công nghiệp năm 2009.

Bảng 3.6: Bảng hệ số Kt ngành Công nghiệp năm 2009.

Bảng 3.7:

Bảng tính T

max

, τ, LF, LsF ngành Công nghiệp năm 2009.

Bảng 3.8:

Bảng tổng hợp T

max

, τ, LF, LsF các ngành.

Bảng 3.9:

Bảng đánh giá sai số τ

và τ

. LsF

và LsF

các ngành.

Bảng 3.10: Bảng phụ tải điển hình phân ngành khai khoáng.

Bảng 3.11: Bảng hệ số Kt phân ngành khai khoáng.

Bảng 3.12:

Bảng tính T

max

, τ, LF, LsF phân ngành khai khoáng.

Bảng 3.13:

Bảng tổng hợp T

max

, τ, LF, LsF các phân ngành Công nghiệp 2009.

Bảng 3.14:

Bảng đánh giá sai số τ

và τ

. LsF

và LsF

các ngành năm 2009.

Bảng 3.15: Bảng phụ tải điển hình phân ngành bán buôn, bán lẻ.

Bảng 3.16: Bảng hệ số Kt phân ngành bán buôn, bán lẻ.

Bảng 3.17:

Bảng tính T

max

, τ, LF, LsF phân ngành bán buôn, bán lẻ.

Bảng 3.18:

Bảng tổng hợp T

max

, τ, LF, LsF các phân ngành Thương mại 2009.

Bảng 3.19:

Bảng đánh giá sai số τ

và τ

. LsF

và LsF

các phân ngành 2009.

Bảng 3.20:

Bảng tổng hợp T

max

, τ, LF, LsF các phân ngành Công cộng 2009.

Bảng 3.21:

Bảng đánh giá sai số τ

và τ

. LsF

và LsF

các phân ngành 2009.

Bảng 3.22: Bảng phụ tải điển hình miền Bắc tháng 1 năm 2009.

Bảng 3.23: Bảng hệ số Kt miền Bắc tháng 1 năm 2009.

Bảng 3.24:

Bảng tính T

max

, τ, LF, LsF miền Bắc tháng 1 năm 2009.

Bảng 3.25:

Bảng tổng hợp T

max

, τ, LF, LsF năm 2009.

Bảng 3.26:

Bảng đánh giá sai số τ

và τ

; LsF

và LsF

năm 2009.

Bảng 3.27: Bảng thông số TBA Triệu Quang Phục (nút 98A) .

Bảng 3.28: Bảng tính tổn thất TBA Triệu Quang Phục (nút 98A).

Bảng 3.29: Bảng tính dòng công suất nhánh từ nút 98 đến nút 98A.

Bảng 3.30: Bảng tính dòng công suất nhánh từ nút 132 đến nút 130.

Bảng 3.31: Bảng tính tổn thất khi hiệu chỉnh công suất nhánh từ nút 98 - 98A.

Bảng 3.32: Bảng tính tổn thất khi hiệu chỉnh công suất nhánh từ nút 132 - 130.

Bảng 3.33: Bảng tổng hợp các giá trị TTĐN (Kđt = 1) có hiệu chỉ

nh công suất.

Bảng 3.34: Bảng tính tổn thất nhánh từ nút 132 đến nút 130 (Kđt ≠ 1).

Bảng 3.35: Bảng tổng hợp các giá trị TTĐN (Kđt ≠ 1).

Bảng 3.36: Bảng tổng hợp các giá trị tổn thất công suất.

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình 2.1: Nguyên tắc xác định tổn thất điện năng trên lưới điện.

Hình 2.2: Đồ thị phụ tải hình bậc thang.

Hình 2.3:

Đồ thị τ = f(Tmax).

Hình 2.4: Đồ thị xác định dòng điện trung bình bình phương Itb.

Hình 2.5: Sơ đồ lưới điện đơn giản.

Hình 2.6: Biểu đồ phụ tải và tổn thất công suất.

Hình 2.7: Đồ thị quan hệ LsF và LF.

Hình 2.8: Đồ thị phụ tải phứ

c tạp.

Hình 2.9: Biểu đồ phụ tải dạng bậc thang.

Hình 2.10: Đồ thị biến thiên của công suất (S) theo thời gian (t).

Hình 2.11: Đồ thị biến thiên của công suất S(t) dạng hình thang.

Hình 2.12: Đồ thị phụ tải năm kéo dài.

Hình 2.13:

Đường cong quan hệ

(

)

∑

∆

PfP

Hình 2.14:

Họ các đường cong quan hệ

(

)

∑

∆

PfP

Hình 2.15: Xây dựng biểu đồ tổn thất điện năng bằng đường cong tổn thất.

Hình 3.1: Sơ đồ lưới cung cấp cho 2 phụ tải.

Hình 3.2: Đồ thị phụ tải.

Hình 3.3: Sơ đồ đường dây điện trung áp.

Hình 3.4: Biểu đồ phụ tải điển hình ngành Công nghiệp.

Hình 3.5: Sơ đồ lộ đường dây 471E4.3 Vĩnh Yên.

Hình 3.6: Đánh số điểm đầu, cuối lộ đườ

ng dây 471E4.3 Vĩnh Yên.

PHẦN MỞ ĐẦU

Lý do chọn đề tài

Nhằm mục đích nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống điện và giảm giá thành

sản xuất điện năng, 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, ở mức 12,23% năm 2003, năm

2002 là 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%/ năm, 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 năm 2010 giảm mức

tổn thất điện năng xuống dưới 10%, bình quân mỗi năm giảm 0,425% [3]. Để làm

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 năng cũng đặt ra nhiều vấn đề cần được quan tâm

giải quyết. Việc tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật phụ thuộc rất nhiều vào số liệu

thống kê có được cũng như phương thức và quy trình tính toán. Phương pháp tính

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 và phù hợp với số

liệu thống kê, đặc biệt là trong lưới điện phân phối khi số liệu thống kê chưa đầy đủ

và chính xác. Luận văn lựa chọn đề tài nghiên cứu nhằm mục đích đưa ra một cái

nhìn để đánh giá phương pháp truyền thống tính tổn thất điện năng hiện đang được

sử dụng, cũng như so sánh kết quả tính toán theo một số quy trình tính toán có thể

áp dụng cho lưới điện phân phối, dựa trên cơ sở dữ liệu hiện có của hệ thống điện

Việt Nam.

Lịch sử nghiên cứu

Phương pháp tính tổn thất công suất và 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 có nhiều nghiên cứu khác nhau về tính toán và đánh giá tổn thất điện năng

kỹ thuật và phi kỹ thuật nói chung. Trong đó các hướng nghiên cứu chủ yếu là: đề

xuất và 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 và 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 là đối với lưới điện

phân phối, số liệu thống kê không đầy đủ cũng như lưới điện có 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 và 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 và

quy trình cơ bản đã và đang được áp dụng đại trà trong các đơn vị Điện lực cũng

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 năng hiện nay trong hệ thống điện

Việt Nam cũng như trên thế giới.

Tìm hiểu, đánh giá các phương pháp và quy trình tính toán tổn thất điện năng

kỹ thuật hiện có.

Phân tích các phương pháp tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật trong lưới

điện phân phối, so sánh và đánh giá ưu nhược điểm của các phương pháp, đưa ra

phương pháp phù hợp với lưới điện Việt Nam.

Đối tượng và phạm 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 và so sánh đánh giá các phương pháp và quy trình tính toán tổn thất

điện năng kỹ thuật đang được áp dụng.

Đối tượng nghiên cứu và tính toán cụ thể là 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 và 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.

Luận điểm cơ bản và đóng góp mới của luận văn:

Giảm tổn thất điện năng là một trong những nhu cầu cấp bách khi vận hành,

quy hoạch và quản lý hệ thống điện Việt Nam. Tuy nhiên, để có thể có 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 và quy trình tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật tại Việt Nam hiện

nay, chủ yếu dựa trên cơ sở quy trình, lý thuyết tính toán và số liệu thống kê của

nước ngoài, do đó còn rất nhiều hạn chế cũng như chưa thể có 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

thất điện năng. Số liệu được sử dụng để so sánh là 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 giá tổn thất điển năng cho lưới phân phối ở Việt

Nam.

Kết luận chung.

CHƯƠNG I:

TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

1.1 Một số khái niệm.

Tổn thất điện năng (TTĐN) là phần điện năng dùng để truyền tải và phân phối

điện. Trong đó TTĐN ΔA trên một lưới điện trong một khoảng thời gian T là hiệu

giữa tổng điện năng nhận vào A

trừ tổng điện năng giao đi A

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 và 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

– A

(1.1)

Trong đó:

ΔA: Tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh).

: Tổng điện năng nhận vào lưới điện (kWh).

: 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 là 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 tự dùng của TBA là điện năng thương phẩm, được hạch toán vào

chi phí quản lý của đơn vị quản lý, không tính vào TTĐN lưới điện [12].

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 có thể chia làm hai loại: tổn thất điện năng kỹ thuật và tổn thất điện

năng phi kỹ thuật [1].

ΔA = ΔA

+ ΔA

Pkt

(1.2)

Trong đó:

ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh).

ΔA

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 (ΔA

) do tính chất vật lý của quá trình truyền tải điện năng

gây ra. Do đó không thể loại bỏ hoàn toàn mà chỉ có thể hạn chế ở mức độ hợp lý.

Trong khoảng thời gian khảo sát t, nếu phụ tải không thay đổi thì trong hệ

thống điện có tổn thất công suất tác dụng là ∆P, thì TTĐN kỹ thuật được tính:

∆A

= ∆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):





PdtA

(1.4)

Ngoài ra, TTĐN kỹ thuật còn được chia ra thành 3 loại:

TTĐN kỹ thuật phụ thuộc vào dòng điện: là 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 là 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.

TTĐN kỹ thuật phụ thuộc vào điện áp bao gồm tổn thất không tải của MBA,

tổn thất vầng quang điện, tổn thất do rò điện (cách điện không tốt), tổn thất trong

mạch từ của các thiết bị đo lường… Loại TTĐN này có thể coi là không đổi và

thường được xác định từ các dữ liệu 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 phụ do dòng điện thứ tự nghịch I

, dòng

điện thứ tự không I

và sóng hài.

Tổn thất điện năng phi kỹ thuật (ΔA

Pkt

) hay còn gọi là 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 lý khi công tơ chết, cháy không thay thế kịp thời,

bỏ sót hoặc ghi thiếu chỉ số; do không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế

công tơ 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,

mà chỉ có thể dùng các biện pháp quản lý hành chính. Trong một số trường hợp có

thể phân loại để xác định tổn thất điện năng kinh doanh ở khâu nào, từ đó có biện

pháp xử lý. Ví 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 kỹ thuật 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 là chấp nhận được [2]. Nếu tổn thất điện năng trên

15% tức là có tổn thất điện năng kinh doanh, khi đó cần tính toán tổn thất điện năng

kỹ thuật để đánh giá mức độ tổn thất kinh doanh.

Đối với lưới điện phân phối (LPP) có khối lượng đường dây và TBA rất lớn,

dây dẫn có 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 tư cũng bị giảm so với lưới có điện áp

cao. Do đó LPP có TTĐN chiếm lượng đáng kể, khoảng 60-75% tổng TTĐN trên

toàn hệ thống điện [2].

TTĐN của 8 tháng đầu năm 2009 của Tổng công ty Điện lực miền Bắc (NPC)

toàn công ty là 8,86%, sản lượng điện thương phẩm là 10,1 tỷ kWh. Thử làm một

phép tính đơn giản, nếu lấy giá bán điện bình quân là 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

KWh)

Điện năng

tiêu thụ

(10

KWh)

TTĐN

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 và nhận dạng TTĐN được xem là biện pháp quan

trọng nhằm giúp cho người quản lý nhận biết rõ TTĐN ở khu vực nào, do kỹ thuật

hay kinh doanh để có biện pháp xử lý.