Embed Size (px)
Citation preview
TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC ______________________________________________________________
PHẠM THỊ LỆ
NGHIÊN CỨU MỘT SỐ GIẢI PHÁP GIẢM
TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA ĐIỆN LỰC
THÀNH PHỐ VĨNH LONG
LUẬN VĂN THẠC SĨ
HÀ NỘI 2015
TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC ____________________________________________________________
PHẠM THỊ LỆ
NGHIÊN CỨU MỘT SỐ GIẢI PHÁP GIẢM
TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA ĐIỆN LỰC
THÀNH PHỐ VĨNH LONG
Chuyên ngành: Quản lý năng lượng
Mã số: 60340416
LUẬN VĂN THẠC SĨ
Người hướng dẫn khoa học: VS.GS.TSKH Trần Đình Long
HÀ NỘI 2015
1
LỜI CẢM ƠN
Trong suốt thời gian thực hiện luận văn này, tôi đã được sự quan tâm giúp đỡ rất
nhiều từ phía nhà trường, các thầy, cô, bạn bè và đồng nghiệp mà tôi không thể nào
quên.
Đầu tiên tôi xin chân thành cám ơn VS.GS.TSKH Trần Đình Long đã tận tình
hướng dẫn tôi trong suốt thời gian thực hiện luận văn, sự nhiệt tình và kinh nghiệm của
thầy đã truyền đạt cho tôi nhiều kiến thức thực tế, ứng dụng hiệu quả vào giải pháp
nghiên cứu của luận văn. Trong quá trình viết luận văn thầy đã chỉ cho tôi những thiếu
sót và hướng dẫn, phân tích để tôi hiểu một cách cặn kẽ, từ đó giải quyết tốt các vấn đề
khó khăn.
Tôi xin cám ơn tất cả các Thầy, Cô của Trường Đại học Điện lực đã hướng dẫn
và giúp đỡ tôi hoàn thành khóa học. Đặc biệt là sự quan tâm của Ban giám hiệu Trường
Đại học Điện lực và Lãnh đạo Tổng Công ty Điện lực Miền Nam đã tạo mọi điều kiện
thuận lợi về cơ sở vật chất để tôi và các bạn cùng lớp có điều kiện học tốt.
Tôi xin được cám ơn Ban giám đốc, trưởng các Phòng, Đội của Điện lực thành
phố Vĩnh Long đã cung cấp đầy đủ số liệu để tôi thực hiện phần tính toán thực tế trong
luận văn. Đồng thời hỗ trợ tôi rất nhiều trong công việc thu thập số liệu để thực hiện
luận văn.
Cuối cùng, tôi rất cảm ơn các đồng nghiệp, bạn bè, người thân và gia đình đã ủng
hộ, tin tưởng và chia sẻ những thuận lợi, khó khăn cùng với tôi trong suốt thời gian tôi
thực hiện luận văn. Luận văn này sẽ không thể nào hoàn thành nếu không có sự giúp đỡ
của họ.
Một lần nữa xin chân thành cám ơn!
Trân trọng!
Phạm Thị Lệ
2
LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan luận văn là công trình nghiên cứu của riêng tôi dưới sự
hướng dẫn của VS.GS.TSKH Trần Đình Long, tôi cũng xin cam đoan rằng mọi sự
giúp đỡ cho việc thực hiện luận văn này đã được cám ơn và các thông tin trích
dẫn trong luận văn này đã được chỉ rõ nguồn gốc.
Tác giả
Phạm Thị Lệ
3
MỤC LỤC
LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................................... 1
LỜI CAM ĐOAN ......................................................................................................................... 2
MỤC LỤC .................................................................................................................................... 3
DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT .............................................................................................. 6
DANH SÁCH CÁC BẢNG .......................................................................................................... 7
DANH SÁCH CÁC HÌNH VẼ ..................................................................................................... 8
MỞ ĐẦU .................................................................................................................................... 10
CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN VÀ HIỆN TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TRÊN LƯỚI ĐIỆN CỦA ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ VĨNH LONG ........................................ 13
1.1. Quá trình hình thành và phát triển lưới điện của Điện lực Thành phố Vĩnh Long
giai đoạn (2004 – 2014) và định hướng 5 năm tới (2015 – 2020): ..................................... 13
1.1.1. Đường dây trung, hạ áp: ......................................................................................... 13
1.1.1.1. Đường dây trung áp: ........................................................................................... 13
1.1.1.2. Đường dây hạ áp:. ............................................................................................... 16
1.1.2. Trạm biến áp: .......................................................................................................... 18
1.1.2.1. Số lượng trạm biến áp: ........................................................................................ 20
1.1.2.2. Dung lượng trạm biến áp: ................................................................................. 21
1.1.3. Nhu cầu phụ tải: ...................................................................................................... 23
1.2. Hiện trạng tổn thất điện năng trên lưới điện TP Vĩnh Long: ............................... 25
1.2.1. Tổn thất kỹ thuật trên lưới 22kV: ........................................................................... 26
1.2.1.1. Một số nguyên nhân kỹ thuật gây tổn thất trên đường dây trung áp hiện hữu : . 26
1.2.1.2. Một số nguyên nhân kỹ thuật gây tổn thất qua TBA hiện hữu: .......................... 26
1.2.2. Tổn thất kỹ thuật trên lưới 0,4kV: .......................................................................... 27
1.2.3. Tổn thất thương mại: ............................................................................................... 28
1.2.3.1. Một số nguyên nhân do công tác quản lý của Điện lực: ..................................... 28
1.2.3.2. Một số nguyên nhân do khách hàng cố ý vi phạm:............................................ 28
1.3. Một số giải pháp đã được thực hiện để giảm tổn thất trên lưới điện của Điện lực
TP Vĩnh Long: ....................................................................................................................... 30
1.3.1. Giải pháp kỹ thuật: .................................................................................................. 30
1.3.1.1. Về điện áp và chất lượng điện: ........................................................................... 30
1.3.1.2. Về công tác quản lý vận hành, xử lý sự cố: ........................................................ 30
1.3.1.3. Về công tác sửa chữa lớn, ĐTXD và vốn KfW: ................................................. 31
1.3.1.4. Về quản lý chất lượng vật tư thiết bị trên lưới điện: ........................................... 31
1.3.1.5. Về xử lý tổn hao trên MBA phân phối và trên dây dẫn điện: ............................. 31
1.3.2. Giải pháp thương mại: ............................................................................................ 32
4
1.3.2.1. Đối với khách hàng sử dụng điện qua trạm chuyên dùng: .................................. 32
1.3.2.2. Đối với trạm biến áp công cộng: ......................................................................... 33
1.3.2.3. Đối với khách hàng sử dụng điện: ..................................................................... 33
1.3.2.4. Đối với trường hợp hư hỏng công tơ: ................................................................. 34
CHƯƠNG 2 : CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI
ĐIỆN ........................................................................................................................................... 35
2.1. Phương pháp đo trực tiếp: ....................................................................................... 35
2.1.1. Sơ đồ đấu nối đồng hồ đo đếm tổn thất: ................................................................. 35
2.1.2. Cách xác định tổn thất điện năng theo đồng hồ đo đếm tổn thất: ........................... 35
2.2. Phương pháp đường cong tổn thất: ........................................................................ 36
2.3. Phương pháp thời gian tổn thất công suất cực đại: ............................................... 37
2.3.1. Phương pháp xác định theo τ: ................................................................................. 37
2.3.2. Phương pháp xác định theo τp và τq: ....................................................................... 39
2.3.3. Tính bằng phương pháp 2τ: .................................................................................... 39
2.4. Phương pháp hệ số phụ tải: ..................................................................................... 40
CHƯƠNG 3: GIỚI THIỆU CÁC PHẦN MỀM PHÂN TÍCH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG ...... 43
3.1. Phần mềm CMIS: ..................................................................................................... 43
3.1.1. Khai báo chỉ số công tơ: ......................................................................................... 43
3.1.2. Lập lịch ghi chỉ số đầu nguồn: ................................................................................ 44
3.1.3. Khai báo điểm đo đầu nguồn: ................................................................................. 45
3.1.4. Treo tháo điểm đo đầu nguồn: ................................................................................ 46
3.1.5. Xây dựng cây tổn thất: ............................................................................................ 47
3.1.6. Xây dựng quan hệ điểm đo đầu nguồn: .................................................................. 48
3.1.7. Nhập chỉ số đầu nguồn:........................................................................................... 49
3.1.8. Tính sản lượng đầu nguồn: ..................................................................................... 50
3.1.9. Tính toán và báo cáo kết quả tổn thất: .................................................................... 50
3.2. Phần mềm PSS/ADEPT: .......................................................................................... 54
3.2.1. Tính toán trào lưu công suất: .................................................................................. 57
3.2.2. Tính toán tối ưu hóa vị trí bù (Capacitor placement optimization): ....................... 59
3.3. Ví dụ minh họa: ......................................................................................................... 63
3.3.1. Tính toán tổn thất trên tuyến trung áp 475-VL bằng chương trình CMIS: ............. 63
3.3.2. Tính toán tổn thất trên tuyến trung áp 475-VL bằng chương trình PSS/ADEPT: .. 65
CHƯƠNG 4 : CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN CỦA
ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ VĨNH LONG ................................................................................... 69
4. 1. Mục tiêu định hướng giảm tổn thất điện năng của Điện lực Thành phố Vĩnh
Long: ..................................................................................................................................... 69
4.1.1. Mục tiêu: ................................................................................................................. 69
5
4.1.2. Định hướng: ............................................................................................................ 69
4. 2. Cơ sở để đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện năng: ............................................ 70
4. 3. Các giải pháp kỹ thuật: ............................................................................................ 71
4.3.1. Bù công suất phản kháng: ....................................................................................... 71
4.3.1.1. Tính dung lượng bù theo hệ số công suất: .......................................................... 71
4.3.1.2. Tính dung lượng bù theo phần mềm đọc trực tuyến Appmeter - Shortent: ........ 73
4.3.1.3. Giải pháp bù năm 2015 và giai đoạn 2016 - 2020 : ............................................ 74
4.3.2. Đặt đầu phân áp hợp lý tại các TBA: ...................................................................... 78
4.3.3. Bố trí mạch vòng hợp lý trên lưới 22kV: ................................................................ 79
4.3.3.1. Phương án khép vòng khi 2 MBA 110k–40MVA vận hành độc lập: ................. 79
4.3.3.2. Phương án khép vòng khi 2 MBA 110kV–40MVA vận hành song song: ......... 81
4.3.4. Xây dựng hạ tầng vận hành tiên tiến: ..................................................................... 82
4.3.5. Sửa chữa, cải tạo và xây dựng mới lưới điện:......................................................... 83
4.3.5.1. Tiêu chí sử dụng nguồn vốn sửa chữa lớn: ......................................................... 83
4. 4. Các giải pháp quản lý: .............................................................................................. 85
4.4.1. Quản lý hệ thống đo đếm điện năng: ...................................................................... 85
4.4.2. Quản lý thương mại: ............................................................................................... 86
4. 5. Phương pháp đánh giá hiệu quả của các dự án đầu tư: ........................................ 87
4.5.1. Quy đổi các chỉ tiêu kinh tế của dự án: ................................................................... 87
4.5.2. Các chỉ tiêu kinh tế thường dùng để đánh giá hiệu quả tài chính của dự án: ......... 88
4.5.3. Ví dụ minh họa: ...................................................................................................... 88
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .................................................................................................... 92
TÀI LIỆU THAM KHẢO .......................................................................................................... 96
PHỤ LỤC : ................................................................................................................................ 98
6
DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT
HTĐ : Hệ thống điện.
HĐKD : Hoạt động kinh doanh.
MBA : Máy biến áp.
TBA : Trạm biến áp.
TSĐL : Tài sản Điện lực.
TSKH : Tài sản khách hàng.
TTĐN : Tổn thất điện năng.
TC C41 : Thanh cái C41.
TC C42 : Thanh cái C42.
REC : Recloser.
LBS : Máy cắt phụ tải.
LBFCO : Dao cắt tải.
EVN : Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
SPC : Tổng công ty Điện lực Miền Nam.
CTy : Công ty.
ĐLTPVL : Điện lực thành phố Vĩnh Long.
UBND : Uỷ ban nhân dân.
TP : Thành phố.
7
DANH SÁCH CÁC BẢNG
Bảng 1.1 : Chiều dài đường dây trung áp giai đoạn 2005-2014 (km) ............................. 14
Bảng 1.2 : Số liệu đường dây dự kiến phát triển giai đoạn 2015 – 2020 (km) ............... 16
Bảng 1.3 : Số liệu đường dây hạ áp giai đoạn 2005-2014 .............................................. 17
Bảng 1.4: Số liệu đường dây hạ áp dự kiến phát triển giai đoạn 2015-2020 (km).......... 18
Bảng 1.5: Số lượng trạm biến áp giai đoạn 2005 – 2014 (trạm) ..................................... 20
Bảng 1.6: Số lượng TBA dự kiến phát triển giai đoạn 2015-2020 (Trạm) ..................... 21
Bảng 1.7: Dung lượng trạm biến áp giai đoạn 2005 – 2014 (MVA) .............................. 21
Bảng 1.8: Dung lượng TBA dự kiến phát triển giai đoạn 2015-2020 (MVA) ................ 23
Bảng 1.9: Điện thương phẩm giai đoạn 2005 – 2014 (triệu kWh) ................................. 23
Bảng 1.10 : Dự kiến Điện năng giai đoạn 2015-2020 (triệu kWh) ................................. 25
Bảng 1.11: Tổn thất điện năng giai đoạn 2005 – 2014 (%) ............................................. 25
Bảng 3.1: Định nghĩa các thông số kinh tế được sử dụng trong chương trình ................ 60
Bảng 3.2: Kết quả tính toán tổn thất trên tuyến 475-VL bằng CMIS ............................. 65
Bảng 3.3: Kết quả tính toán tổn thất trên tuyến 475-VL bằng PSS/Adept ...................... 67
Bảng 4.1: So sánh đặc tính kinh tế - kỹ thuật của máy bù và tụ bù ................................. 72
Bảng 4.2 : Dung lượng bù trung áp năm 2015 và giai đoạn 2016 - 2020 ....................... 77
Bảng 4.3: Tỉ lệ mang tải của các tuyến trung áp thuộc thanh cái C41 ............................ 79
Bảng 4.4: Tỉ lệ mang tải của các tuyến trung áp thuộc thanh cái C42 ............................ 80
Bảng 4.5 : Sản lượng điện tăng của dự án sau khi hoàn thành (kWh) ............................ 88
Bảng 4.6 : Sản lượng điện dự kiến phát triển sau khi hoàn thành dự án (kWh) ............. 89
Bảng 4.7: Chi phí mua điện đầu nguồn khi phụ tải tăng thêm (triệu đồng) .................... 90
Bảng 4.8: Dòng tiền của dự án sau khi hoàn thành (triệu đồng) ..................................... 90
Bảng 4.9: Bảng tính lợi nhuận (NPV) (triệu đồng) ........................................................ 91
8
DANH SÁCH CÁC HÌNH VẼ
Hình 1.1: Phát triển đường dây trung áp giai đoạn 2005-2014 ....................................... 15
Hình 1.2: Phát triển đường dây hạ áp giai đoạn 2005 - 2014 .......................................... 17
Hình 1.3: Các loại trạm biến áp phân phối ..................................................................... 19
Hình 1.4: Phát triển số lượng trạm biến áp giai đoạn 2005-2014.................................... 20
Hình 1.5: Phát triển dung lượng trạm biến áp giai đoạn 2005-2014 ............................... 22
Hình 1.6 : Tăng trưởng điện thương phẩm giai đoạn 2005-2014 .................................... 24
Hình 1.7: Các thành phần tổn thất điện năng giai đoạn 2005-2014 ................................ 25
Hình 1.8: Một số hình ảnh về vi phạm của khách hàng. ................................................. 29
Hình 2.1: Biểu đồ tổn thất điện năng ............................................................................... 36
Hình 3.1: Màn hình giao diện chức năng khai báo sổ ghi chỉ số ..................................... 43
Hình 3.2: Màn hình giao diện chức năng lập lịch ghi chỉ số đầu nguồn ......................... 44
Hình 3.3: Màn hình giao diện chức năng khai báo điểm đo đầu nguồn .......................... 45
Hình 3.4: Màn hình giao diện chức năng treo tháo điểm đo đầu nguồn ......................... 46
Hình 3.5: Màn hình giao diện chức năng xây dựng cây tổn thất ..................................... 47
Hình 3.6: Màn hình giao diện chức năng mối quan hệ điểm đo đầu nguồn .................... 48
Hình 3.7: Màn hình giao diện chức năng nhập chỉ số đầu nguồn ................................... 49
Hình 3.9: Màn hình giao diện chức năng báo cáo kết quả tính toán tổn thất .................. 51
Hình 3.10: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng trạm công cộng ........................................... 51
Hình 3.11: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng truyền tải và phân phối ............................... 52
Hình 3.12: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng các xuất tuyến............................................. 52
Hình 3.13: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng toàn đơn vị.................................................. 53
Hình 3.14: Mẫu báo cáo giao nhận điện năng và tổn thất lũy kế .................................... 53
Hình 3.15: Mẫu báo cáo giao nhận điện năng và tổn thất tháng ..................................... 54
Hình 3.16: Màn hình giao diện của chương trình PSS/ADEPT 5.0 ............................. 55
Hình 3.17: Diagram toolbar của chương trình PSS/ADEPT 5.0 .................................. 56
9
Hình 3.18: Các bước tính toán theo chương trình PSS/ADEPT 5.0 ............................. 57
Hình 3.19: Màn hình giao diện cài đặt các thông số ....................................................... 58
Hình 3.20: Diagram toolbar tạo nút của chương trình PSS/ADEPT 5.0 ...................... 58
Hình 3.21: Màn hình giao diện hiển thị trào lưu công suất ............................................. 59
Hình 3.22: Hộp thoại thiết đặt thông số trong CAPO ......................................................... 59
Hình 3.23: Hộp thoại cài đặt các tùy chọn trong CAPO ..................................................... 60
Hình 3.24: Lưu đồ thuật toán tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù ............................................ 63
Hình 3.25: Màn hình giao diện xây dựng cây tổn thất trong CMIS ................................ 64
Hình 3.26: Màn hình giao diện nhập chỉ số công tơ ........................................................ 64
Hình 3.27: Màn hình giao diện tính sản lượng đầu nguồn và thương phẩm ................... 65
Hình 3.28: Sơ đồ tuyến trung áp 475-VL đã được mô phỏng ......................................... 66
Hình 3.29: Màn hình giao diện để tính toán P và Q ........................................................ 66
Hình 4.1: Màn hình giao diện đọc thông số vận hành của Appmeter – Shortent ............ 74
Hình 4.2: Màn hình giao diện đọc thông số vận hành MBA110kV T1- Vĩnh Long ...... 75
Hình 4.3 : Màn hình giao diện đọc thông số vận hành MBA110kV T2- Vĩnh Long ..... 76
Hình 4.4: Phương án khép mạch vòng các tuyến trung áp thuộc thanh cái C41 ............. 80
Hình 4.5: Phương án khép mạch vòng các tuyến trung áp thuộc thanh cái C42 ............. 81
Hình 4.6: Phương án khép mạch vòng các tuyến trung áp thanh cái C41 và C42 .......... 82
10
MỞ ĐẦU
Năng lượng, đặc biệt là điện năng đóng vai trò quan trọng trong quá trình phát
triển kinh tế xã hội. Điện năng được sản xuất từ các dạng năng lượng khác nhau như:
cơ năng của dòng nước, nhiệt năng của than đá, dầu mỏ… các nhà máy điện thường
được xây dựng tại nơi có các nguồn năng lượng để đảm bảo tính kinh tế và trong
sạch về môi trường. Do đó, xuất hiện vấn đề tải điện đi xa và phân phối điện đến nơi
tiêu thụ. Quá trình truyền tải và phân phối điện năng làm phát sinh tổn thất điện năng
khá lớn, đây là một bộ phận cấu thành chi phí quan trọng của giá điện. Như vậy, giải
pháp giảm tổn thất điện năng là một trong những mục tiêu hàng đầu của ngành điện
Việt Nam nhằm giảm giá thành điện. Giảm tổn thất điện năng còn là một biện pháp
quan trọng mang lại hiệu quả kinh tế cao không chỉ đối với ngành điện mà còn đối
với toàn xã hội.
1. Tính cấp thiết của đề tài.
Giảm tổn thất là một trong những mục tiêu quan trọng trong sản xuất kinh doanh
điện. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đặt mục tiêu phải giảm tỷ lệ tổn thất điện
năng đến mức thấp nhất có thể. Cụ thể trong năm 2015 toàn hệ thống điện Việt Nam
phải đạt mức tổn thất dưới 8,0%.
Thực hiện mục tiêu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các đơn vị thành viên trực
thuộc Tập đoàn đều phải có trách nhiệm giảm tổn thất điện năng trên phần lưới điện
thuộc đơn vị quản lý. Đây cũng là một trong những biện pháp tối ưu hóa chi phí mà
EVN đặt ra hiện nay và những năm tiếp theo. Do đó cần phải nghiên cứu, đưa ra các
giải pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp với từng khu vực của đơn vị.
Trong những năm gần đây nhu cầu về điện tăng cao, trong khi đó hệ thống lưới
điện đã vận hành lâu năm, xây dựng chắp vá chưa theo kịp quy hoạch, chưa đáp ứng
được yêu cầu về chất lượng cung cấp điện dẫn đến tổn thất điện năng cao. Do vậy, cần
thiết phải tính toán đưa ra các giải pháp giảm tổn thất tối ưu nhằm đáp ứng yêu cầu cung
cấp điện an toàn, ổn định, liên tục và chất lượng tốt để phục vụ chính trị, an ninh quốc
11
phòng, phát triển kinh tế xã hội và nhu cầu sinh hoạt của nhân dân cả nước nói chung và
trên địa bàn Thành phố Vĩnh Long nói riêng.
Đó chính là lý do tôi chọn đề tài “Nghiên cứu một số giải pháp giảm tổn thất
điện năng của Điện lực Thành phố Vĩnh Long” trong luận văn tốt nghiệp của mình.
2. Mục tiêu nghiên cứu đề tài.
Mục đích của luận văn là nghiên cứu cơ sở lý thuyết, sử dụng một số phần mềm
ứng dụng để phân tích tổn thất hiện tại trên lưới điện phân phối của Điện lực Thành phố
Vĩnh Long. Đánh giá những ưu, khuyết điểm về các giải pháp giảm tổn thất điện năng
mà Điện lực Thành phố Vĩnh Long đang áp dụng, từ đó sẽ đề xuất một số giải pháp
giảm tổn thất điện năng một cách hữu hiệu nhằm giúp Điện lực Thành phố Vĩnh Long
triển khai thực hiện hiệu quả hơn trong công tác giảm tổn thất điện năng trong những
năm tiếp theo.
3. Phạm vi, đối tượng nghiên cứu đề tài.
Phạm vi nghiên cứu của đề tài là toàn bộ lưới điện phân phối của Điện lực Thành
phố Vĩnh Long.
Đối tượng nghiên cứu là tổn thất điện năng trên lưới điện trung, hạ áp và trạm
biến áp phân phối.
4. Phương pháp nghiên cứu đề tài.
Các phương pháp được sử dụng trong đề tài là: Khảo sát, sử dụng các phần mềm
CMIS và PSS/ADEPT để phân tích tổn thất, đánh giá thực trạng lưới điện, hiện trạng
tổn thất tại lưới điện của Điện lực Thành phố Vĩnh Long. Từ đó phân tích đưa ra giải
pháp giải quyết những vấn đề tồn tại.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn.
Việc nghiên cứu và đề xuất các biện pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện
phân phối 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 đến mức thấp nhất để có
12
thể đáp ứng ngày càng tốt hơn những đòi hỏi về chất lượng điện năng đồng thời tiết
kiệm chi phí đầu tư cho sản xuất, truyền tải và phân phối điện.
6. Bố cục của luận văn.
Ngoài phần Mở đầu và Kết luận, nội dung của Luận văn được giới thiệu trong 4
chương:
- Chương 1: Giới thiệu về lưới điện và hiện trạng tổn thất điện năng trên lưới điện của
Điện lực Thành phố Vĩnh Long.
- Chương 2: Các phương pháp xác định tổn thất điện năng trên lưới điện.
- Chương 3: Giới thiệu các phần mềm phân tích tổn thất điện năng.
- Chương 4: Các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện của Điện lực Thành
phố Vĩnh Long.
13
CHƯƠNG 1 :
GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN VÀ HIỆN TRẠNG TỔN
THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN CỦA ĐIỆN LỰC
THÀNH PHỐ VĨNH LONG
1.1. Quá trình hình thành và phát triển lưới điện của Điện lực Thành phố
Vĩnh Long giai đoạn (2004–2014) và định hướng 5 năm tới (2015–2020):
Lưới điện trung, hạ áp thuộc Điện lực Thành phố Vĩnh Long trong 10 năm qua
(2004–2014) đã phát triển vượt bậc. Năm 2004 phụ tải của Điện lực Thành phố Vĩnh
Long chỉ được cấp nguồn bởi TBA truyền tải 110kV – 2x25MVA (TBA 110kV Vĩnh
Long), đến nay TBA truyền tải 110kV này đã được nâng lên 2x40MVA và đang đầy tải.
Song song với sự phát triển của phụ tải thì khối lượng đường dây trung, hạ áp và TBA
cũng phát triển theo để đáp ứng yêu cầu cung cấp và phân phối điện.
1.1.1. Đường dây trung, hạ áp :
1.1.1.1. Đường dây trung áp: Các đường dây trung áp thuộc Điện lực TP Vĩnh
Long quản lý đều lấy nguồn từ TBA 110kV Vĩnh Long, gồm có 10 phát tuyến, trong đó
có 8 phát tuyến đang vận hành và 2 phát tuyến dự phòng [8], cụ thể như sau:
- Tuyến 471: Đây là tuyến đi trong nội ô TP Vĩnh Long cấp điện cho các phụ tải
ưu tiên như: Tỉnh ủy, UBND Tỉnh, Bệnh viện, Đài truyền hình… có tiết diện dây là
3xAsXV 185+A185, với chiều dài 9,14 km.
- Tuyến 473: Dự phòng.
- Tuyến 475: Đi trong nội ô TP Vĩnh Long cấp điện cho phường 2 và một phần
phường 1. Đường dây có tiết diện dây là 3xAC240+AC240, với chiều dài 5,64 km.
- Tuyến 477: Dự phòng.
- Tuyến 479: Đi ven TP Vĩnh Long cấp điện cho phường 3, một phần phường 4,
phường 5 và xã Thanh Đức huyện Long Hồ. Đường dây có nhiều tiết diện dây khác
nhau là 3xAC240+AC240 (2,59km); 3xA240+336MCM (2,4km); cáp ngầm CXV240
14
(0,171km); 3xAC240+AC120 (3,2km); 3xA185+AC95 (2,08km), với tổng chiều dài
10,44km.
- Tuyến 472: Đi trong nội ô TP Vĩnh Long cấp điện cho phường 2, phường 5 và
một phần phường 1. Đường dây có nhiều tiết diện khác nhau trên đường trục, cụ thể là
3xAC240+AC240 (1,4km); 3xAC240+336MCM (1,11km); 3xAC185+AC120
(2,71km); cáp ngầm EXV 240 (0,36km); 3xAC185+AC120 (1,45km), với tổng chiều
dài 7,03km.
- Tuyến 474: Đi vùng ngoại ô TP Vĩnh Long cấp điện cho phường 8, các xã
Trường An, Tân Ngãi. Đường dây có nhiều tiết diện khác nhau trên đường trục, cụ thể
là 3xAC240+AC185 (1,86km); 3xAC240+AC120 (2,08km); 3xAC185+AC120
(4,16km), với tổng chiều dài 8,1km.
- Tuyến 476: Đi bên phải Quốc lộ 1A hướng về TX Bình Minh, đồng thời cấp điện
cho Khu công nghiệp Hòa Phú. Đường dây có tiết diện dây là 3xAC240+AC120, với
chiều dài 12,06 km.
- Tuyến 478: Đi bên trái Quốc lộ 1A hướng về TX Bình Minh, đồng thời cấp điện
cho Khu công nghiệp Hòa Phú, có tiết diện dây là 3xAC185+AC95, với chiều dài
11,63km.
- Tuyến 480 : Đi trong nội ô và ngoại ô TP Vĩnh Long cấp điện cho phường 2,
phường 9 và các xã Trường An, Tân Ngãi, Tân Hòa, Tân Hội. Đường dây có nhiều tiết
diện dây khác nhau là 3xAsXV185+336MCM (3,34km); 3xAC185+AC120 (1,35km);
3xAC185+2xAC120 (2,46km); 3xAC185+2xAC120 (2,71); 3xAC120+2xAC120
(3,39km), với tổng chiều dài 13,25km.
Sơ đồ đơn tuyến lưới điện trung áp của Điện lực TP Vĩnh Long (xem phụ lục 1)
Bảng 1.1: Chiều dài đường dây trung áp giai đoạn 2005-2014 (km)
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Tổng 231 237 243 247 248 251 256 262 266 269
TSĐL 218 222 227 229 230 232 237 243 246 248
TSKH 13 15 16 18 18 19 19 19 20 21
15
Hình 1.1: Phát triển đường dây trung áp giai đoạn 2005-2014
a. Nhận xét:
- Nhìn chung các phát tuyến trung áp 22kV Điện lực TP Vĩnh Long đang quản lý
đều có bán kính ngắn, dài nhất chỉ 13,24km. Dây dẫn có tiết diện lớn là 240mm2,
185mm2, tuy nhiên một số đoạn còn sử dụng dây tiết diện 120mm2, 95mm2.
- Trên đường trục của một số phát tuyến 479, 472, 474, 480 có nhiều tiết diện khác
nhau.
- Hai máy cắt của phát tuyến 473 và 477 còn ở chế độ dự phòng, chưa được xây
dựng đường dây trung áp 22kV để đấu nối.
- Khối lượng đường dây gần như được lắp đầy, do đó tỉ lệ phát triển hàng năm
thấp. Sau 10 năm khối lượng đường dây tăng trưởng chỉ 16,45%, trong đó khối lượng
đường dây thuộc tài sản Điện lực tăng 13,76 % và tải sản khách hàng tăng 61,54%.
- Khối lượng đường dây thuộc tài sản khách hàng tuy tăng với tỉ lệ cao hơn đường
dây của Điện lực, nhưng chiếm tỉ trọng rất thấp chỉ 7,81%.
b. Định hướng phát triển lưới điện trung áp giai đoạn 2015 - 2020:
Giai đoạn 2015–2020 khối lượng đường dây trung áp tiếp tục tăng, nhưng tỷ lệ
tăng không cao, cụ thể như sau [23]:
- Cuối năm 2015, TBA 110kV khu công nghiệp Hòa Phú sẽ đưa vào vận hành, do
đó khối lượng đường dây trung áp xây dựng mới khoảng 5,4km. Đồng thời cải tạo lưới
điện tiếp nhận đề án giảm sự cố vốn vay Ngân hàng tái thiết Đức (KfW) khoảng 2,5km.
L(km)
Năm
16
Đường dây trung áp thuộc tài sản khách hàng chủ yếu là những nhánh rẽ từ lưới Điện
lực đến TBA khách hàng khoảng 1,2km.
- Giai đoạn 2016–2017, TBA 110kV Cổ Chiên vào vận hành, do đó khối lượng
đường dây trung áp mới xây dựng ở khu vực Điện lực TP Vĩnh Long quản lý khoảng
4,5km. Đồng thời đề án cải tạo lưới điện thành phố, thị xã, thị trấn bằng nguồn vốn vay
Ngân hàng tái thiết Đức (KfW) khoảng 4,2km. Đường dây trung áp thuộc tài sản khách
hàng chủ yếu là những nhánh rẽ từ lưới Điện lực đến TBA khách hàng, hàng năm
khoảng 1,5km.
- Giai đoạn 2018–2020, Thành phố Vĩnh Long sẽ phát triển lên đô thị loại 2 theo
Nghị quyết của Tỉnh Ủy, nên sẽ có nhiều con đường và khu phố được xây dựng, đồng
thời thực hiện mục tiêu Công nghiệp hóa, hiện đại hóa theo Nghị quyết của TW nên
khối lượng đường dây thuộc tài sản Điện lực sẽ tăng 5%/năm và đường dây thuộc tài
sản khách hàng sẽ tăng khoảng 8%/năm.
Bảng 1.2: Số liệu đường dây dự kiến phát triển giai đoạn 2015 – 2020 (km)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Tổng 269 278,1 283,6 289,8 305,0 321,1 338,1
TSĐL 248 255,9 259,9 264,6 277,8 291,7 306,3
TSKH 21 22,2 23,7 25,2 27,2 29,4 31,7
1.1.1.2. Đường dây hạ áp: Các đường dây hạ áp 0,4kV thuộc Điện lực TP Vĩnh
Long quản lý đều lấy nguồn từ các TBA phân phối 22(12,7)kV/0,4(0,23)kV có công
suất khác nhau. Hiện tại Điện lực TP Vĩnh Long đang quản lý 516 đường dây hạ áp,
trong đó tài sản Điện lực có 492 đường dây và tài sản khách hàng có 24 đường dây [8].
Tiết diện dây dẫn hạ áp khu vực nội ô thành phố sử dụng cáp ABC 120mm2, 95
mm2, 70 mm2 và 50 mm2. Khu vực ngoại ô thành phố sử dụng dây nhôm bọc AV70
mm2, AV50 mm2 và AV35 mm2.
17
Bảng 1.3: Số liệu đường dây hạ áp giai đoạn 2005-2014 (km)
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Tổng 292 332 341 354 367 373 387 394 407 436
TSĐL 119 184 220 243 261 276 301 326 348 408
TSKH 173 148 121 111 106 97 86 68 59 28
Hình 1.2: Phát triển đường dây hạ áp giai đoạn 2005 - 2014
a. Nhận xét:
- Nhìn chung các đường trục hạ áp 0,4kV Điện lực TP Vĩnh Long đang quản lý
đều có bán kính tối đa là 0,6km.
- Tiết diện dây dẫn đối với các đường trục hạ áp khu vực nội ô thành phố cơ bản
đáp ứng nhu cầu cấp điện, tuy nhiên đối với nhánh rẽ vào các hẻm vẫn còn sử dụng
nhiều loại dây khác nhau như AV50 mm2, AV35 mm2, CV38 mm2, CV22 mm2, CV14mm2
- Các đường trục hạ áp khu vực ngoại ô hầu như sử dụng dây nhôm bọc đã vận
hành lâu năm, có tiết diện nhỏ cần có kế hoạch cải tạo, sửa chữa.
- Trong 10 năm khối lượng đường dây hạ áp tăng trưởng 49,32%, trong đó khối
lượng đường dây tài sản Điện lực tăng cao 242,86 % và tải sản khách hàng giảm
83,82%. Lý do chủ yếu là Điện lực đã tiếp nhận tài sản lưới điện nông thôn từ các tổ
điện tự quản của dân.
L(km)
Năm
18
- Lưới điện hạ áp tài sản khách hàng hiện nay còn tồn tại là do Công ty Cổ phần
Điện nước nông thôn quản lý và 5 tổ điện tự quản chưa thống nhất bàn giao cho ngành
điện.
b. Định hướng phát triển lưới hạ áp giai đoạn 2015-2020:
Giai đoạn 2015–2020 khối lượng đường dây hạ áp tiếp tục tăng, cụ thể như
sau[23]:
- Năm 2015, chương trình cải tạo lưới điện hạ áp tiếp nhận dự án giảm sự cố vốn
vay Ngân hàng tái thiết Đức (KfW) khoảng 22,5km. Đường dây hạ áp thuộc tài sản
khách hàng bàn giao cho Điện lực nên giảm 4,5km.
- Giai đoạn 2016–2017, thực hiện chương trình cải tạo lưới điện hạ áp thành phố,
thị xã, thị trấn bằng nguồn vốn vay Ngân hàng tái thiết Đức (KfW), nên khối lượng tăng
khoảng 10,6km (đến năm 2017). Đồng thời tiếp nhận toàn bộ lưới điện hạ áp nông thôn
theo chỉ đạo của Thủ tướng Chính Phủ và của Tỉnh Ủy, với khối lượng 23,5km (2016).
- Giai đoạn 2018–2020, Thành phố Vĩnh Long sẽ phát triển lên đô thị loại 2 theo
Nghị quyết của Tỉnh Ủy, nên khối lượng đường dây thuộc tài sản Điện lực sẽ tăng 7,5%
mỗi năm.
Bảng 1.4: Số liệu đường dây hạ áp dự kiến phát triển giai đoạn 2015-2020 (km)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Tổng 436 454,0 454,0 464,6 499,4 536,9 577,2
TSĐL 408 430,5 454,0 464,6 499,4 536,9 577,2
TSKH 28 23,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
1.1.2. Trạm biến áp:
Trạm biến áp phân phối hiện tại Điện lực Thành phố Vĩnh Long đang quản lý có 4
dạng: Trạm giàn, trạm ngồi, trạm tự đứng, trạm đặt dưới nền và đa số là trạm treo trên
trụ.
19
TBA loại treo trụ
TBA loại ngồi
TBA loại tự đứng
TBA loại đặt trên giàn
TBA loại đặt dưới nền
Hình 1.3: Các loại trạm biến áp phân phối
20
1.1.2.1. Số lượng trạm biến áp: Số lượng trạm biến áp giai đoạn 2005-2014 được
thống kê theo bảng sau [8]:
Bảng 1.5: Số lượng trạm biến áp giai đoạn 2005–2014 (trạm)
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Tổng 856 887 896 907 921 925 949 998 1049 1061
TSĐL 393 406 421 439 448 459 468 472 487 492
TSKH 463 481 475 468 473 477 481 526 562 569
Hình 1.4: Phát triển số lượng trạm biến áp giai đoạn 2005-2014
a. Nhận xét:
- Nhìn chung số lượng trạm biến áp tăng nhanh trong giai đoạn 2011-2013, do số
lượng TBA khách hàng tăng. Giai đoạn 2005-2014 số lượng TBA tăng 23,95%, trong
đó số TBA tài sản Điện lực tăng 25,19% và tài sản khách hàng tăng 22,89%.
- Số lượng TBA của khách hàng nhiều hơn số lượng TBA tài sản Điện lực.
b. Định hướng phát triển số lượng TBA giai đoạn 2015-2020:
Giai đoạn 2015–2020 khối lượng TBA tiếp tục tăng, cụ thể như sau [23]:
- Năm 2015, cải tạo lưới điện tiếp nhận giảm sự cố vốn vay Ngân hàng tái
Trạm
Năm
21
thiết Đức (KfW) số TBA là tài sản Điện lực tăng 28 trạm. Số TBA tài sản khách hàng
tăng 25 trạm (4,39%).
- Giai đoạn 2016–2017, chương trình cải tạo lưới điện thành phố, thị xã, thị trấn
bằng nguồn vốn vay Ngân hàng tái thiết Đức (KfW), nên khối lượng TBA tài sản Điện
lực tăng khoảng 32 trạm (2016) và 17 trạm (2017). Số TBA tài sản khách hàng tăng 5%.
- Giai đoạn 2018–2020, Thành phố Vĩnh long sẽ phát triển lên đô thị loại 2 theo
Nghị quyết của Tỉnh Ủy, nên sẽ có nhiều con đường và khu phố được xây dựng, đồng
thời tiến tới Công nghiệp hóa, hiện đại hóa theo Nghị quyết của TW nên khối lượng
TBA tài sản Điện lực sẽ tăng 7,5%/năm và tài sản khách hàng tăng 9%/năm.
Bảng 1.6: Số lượng TBA dự kiến phát triển giai đoạn 2015-2020 (trạm)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Tổng 1061 1114 1176 1224 1325 1436 1555
TSĐL 492 520 552 569 612 658 707
TSKH 569 594 624 655 714 778 848
1.1.2.2. Dung lượng trạm biến áp: Dung lượng trạm biến áp giai đoạn 2005-
2014 được thống kê theo bảng sau [8]:
Bảng 1.7: Dung lượng trạm biến áp giai đoạn 2005 – 2014 (MVA)
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Tổng 109,3 118,7 121,6 123,5 124,7 123,7 125,8 127,4 135,9 142,3
TSĐL 25,6 29,5 31,9 33,1 34,6 35,8 38,9 42,5 42,4 47,3
TSKH 83,7 89,2 89,7 90,4 90,9 90,9 91,9 84,9 93,5 95
22
Hình 1.5: Phát triển dung lượng trạm biến áp giai đoạn 2005-2014
a. Nhận xét:
- Nhìn chung dung lượng trạm biến áp tăng, giảm theo từng giai đoạn phụ thuộc
vào tình hình tăng trưởng kinh tế tại địa phương, giai đoạn 2012-2014 dung lượng tăng
nhanh do kinh tế đang phục hồi nên phụ tải phát triển. Giai đoạn 2005-2014 dung lượng
TBA tăng 30,19%, trong đó dung lượng TBA thuộc tài sản Điện lực tăng 84,77% và tài
sản khách hàng tăng 13,50%.
- Dung lượng TBA tài sản của khách hàng cao hơn gấp 2 lần dung lượng TBA tài
sản Điện lực. MBA tài sản của khách hàng có dung lượng lớn nhất là 2MVA và thấp
nhất là 15kVA. MBA thuộc tài sản Điện lực có dung lượng cao nhất 560kVA và thấp
nhất là 25kVA.
- Dung lượng MBA thuộc tài sản Điện lực tăng đều hàng năm, nhưng tỉ lệ tăng
không cao từ 3% - 9%, riêng năm 2012-2013 gần như không tăng.
- Dung lượng MBA thuộc tài sản khách hàng tăng, giảm bất thường, từ năm 2005
đến năm 2006 tăng 6,57%, các năm từ 2006 đến 2011 gần như không tăng, riêng giai
đoạn 2011-2012 lại giảm 8,4% do suy thoái kinh tế, nên một loạt các nhà máy giải thể.
Giai đoạn 2012-2013 dung lượng tăng 10% do kinh tế đang phục hồi nhưng chậm, cụ
thể giai đoạn 2013-2014 tăng 1,6%.
S(MVA)
Năm
23
- Tỉ lệ công suất sử dụng so với công suất lắp đặt là (70/142,3)x100 = 49,19%.
b. Định hướng phát triển số lượng TBA giai đoạn 2015-2020:
Giai đoạn 2015 – 2020 khối lượng dung lượng Trạm biến áp tiếp tục tăng, cụ thể
như sau [23]:
- Năm 2015, chương trình cải tạo lưới điện tiếp nhận dự án giảm sự cố vốn vay
Ngân hàng tái thiết Đức (KfW) dung lượng TBA là tài sản Điện lực tăng 4,34 MVA.
Dung lượng TBA tài sản khách hàng tăng 5,13MVA.
- Giai đoạn 2016–2017, chương trình cải tạo lưới điện thành phố, thị xã, thị trấn
bằng nguồn vốn vay Ngân hàng tái thiết Đức (KfW), nên dung lượng TBA là tài sản
Điện lực tăng khoảng 5,54 MVA (2016) và 3,25 MVA (2017). Dung lượng TBA tài sản
khách hàng tăng 5%.
- Giai đoạn 2018–2020, Thành phố Vĩnh Long sẽ phát triển lên đô thị loại 2 nên
dung lượng TBA tài sản Điện lực sẽ tăng 7,5%/năm và tài sản khách hàng tăng
9%/năm.
Bảng 1.8: Dung lượng TBA dự kiến phát triển giai đoạn 2015-2020 (MVA)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Tổng 142,3 151,8 162,3 175,0 189,9 206,0 223,5
TSĐL 47,3 51,6 57,2 60,4 65,0 69,8 75,1
TSKH 95 100,1 105,1 114,6 124,9 136,2 148,4
1.1.3. Nhu cầu phụ tải:
Bảng 1.9: Điện thương phẩm giai đoạn 2005–2014 (triệu kWh)
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Sản lượng 113 124 149 173 199 218 237 248 261 278
Tỉ lệ tăng (%) 9,73 20,16 16,11 15,03 9,55 8,72 4,64 5,24 6,51
24
Hình 1.6: Tăng trưởng điện thương phẩm giai đoạn 2005-2014
a. Nhận xét:
- Nhìn chung sản lượng điện thương phẩm đều tăng hàng năm, tuy nhiên tỷ lệ tăng
không đều phụ thuộc vào sự phát triển kinh tế của địa phương, tăng cao nhất là năm
2007 tăng 20,16%, tăng thấp nhất là năm 2012 do ảnh hưởng suy thoái kinh tế và giai
đoạn 2013-2014 nhu cần điện năng bắt đầu tăng trưởng trở lại do nền kinh tế địa
phương từng bước phục hồi, tuy nhiên vẫn còn ở mức thấp từ 5,24% - 6,51%.
b. Định hướng phát triển phụ tải giai đoạn 2015-2020:
Giai đoạn 2015– 2020 dự kiến phụ tải sẽ tăng nhanh hàng năm, do nền kinh tế cả
nước đang phục hồi, cụ thể như sau [23]:
- Năm 2015, TBA 110kV Khu công nghiệp Hòa Phú sẽ được đưa vào vận hành,
khu công nghiệp Hòa Phú đang kêu gọi đầu tư. Đồng thời dự án cải tạo lưới điện nhằm
giảm sự cố, vốn vay KfW sẽ hoàn thành trong tháng 6/2015, do đó ước phụ tải sẽ tăng
7,5%.
- Giai đoạn 2016–2017, TBA 110kV Cổ Chiên đưa vào vận hành sẽ thu hút các
nhà đầu từ vào tuyến công nghiệp Cổ Chuyên. Đồng thời chương trình cải tạo lưới điện
thành phố, thị xã, thị trấn bằng nguồn vốn KfW dự kiến phụ tải sẽ tăng 9% mỗi năm.
Sản lượng (triệu kWh)
Năm
25
- Giai đoạn 2018–2020, Thành phố Vĩnh Long sẽ phát triển lên đô thị loại 2 nên
phụ tải dự kiến tăng 11%/năm.
Bảng 1.10: Dự kiến Điện năng giai đoạn 2015-2020 (triệu kWh)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Điện năng 278 298,9 325,7 355,1 394,1 437,5 485,6
Tỉ lệ tăng (%) 6,51 7,5 9,0 9,0 11,0 11,0 11,0
1.2. Hiện trạng tổn thất điện năng trên lưới điện TP Vĩnh Long:
Tổn thất điện năng trên lưới điện thuộc Điện lực TP Vĩnh Long quản lý hàng
năm đều giảm, trong đó tổn thất thương mại giảm mạnh trong giai đoạn 2011–2014, tổn
thất trên lưới điện hạ áp tăng, giảm theo từng giai đoạn, phụ thuộc vào khối lượng tiếp
nhận lưới điện nông thôn và khối lượng cải tạo sửa chữa hàng năm, cụ thể như sau:
Bảng 1.11: Tổn thất điện năng giai đoạn 2005–2014 (%)
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Tổn thất kỹ thuật 4,68 4,66 4,51 4,39 4,28 4,05 3,92 3,71 3,62 3,56
Trên lưới 22kV 1,72 1,69 1,62 1,60 1,68 1,62 1,57 1,43 1,41 1,38
Trên lưới 0,4kV 2,01 2,06 2,15 2,10 1,89 1,81 1,77 1,79 1,84 1,90
Tổn thất thương mại 0,95 0,91 0,74 0,69 0,71 0,62 0,58 0,49 0,37 0,28
Hình 1.7: Các thành phần tổn thất điện năng giai đoạn 2005-2014
Tổn thất (%)
Năm
26
1.2.1. Tổn thất kỹ thuật trên lưới 22kV:
Qua phân tích tổn thất bằng một số phần mềm hỗ trợ, hiện trạng tổn thất trên lưới
trung áp 22kV của năm 2014 tại Điện lực TP Vĩnh Long là 1,38% , trong đó gồm tổn
thất trên lưới trung áp và tổn thất qua các MBA, với những nguyên nhân như sau:
1.2.1.1. Một số nguyên nhân kỹ thuật gây tổn thất trên đường dây trung áp
hiện hữu:
- Một số phát tuyến trung áp 3 pha vận hành lệch pha, lệch pha càng nhiều thì tổn
thất càng cao.
- Các mối lèo của một số nhánh rẽ vẫn còn sử dụng kẹp nối song song dễ dẫn đến
tiếp xúc không tốt, phát nhiệt và tổn thất.
- Các mối nối từ lưới xuống thiết bị như REC, LBS, LBF, FCO tiếp xúc không tốt,
dễ phát nhiệt gây tổn thất.
- Khi kết vòng giữa các phát tuyến để giảm phạm vi mất điện lúc công tác, sẽ làm
tăng bán kính cấp điện và tăng phụ tải đột biến (thậm chí có lúc mang tải gấp đôi phụ tải
hàng ngày), đây cũng là nguyên nhân làm tăng tổn thất.
- Khi nhiệt độ môi trường thay đổi dẫn đến điện trở suất của dây dẫn thay đổi, làm
cho điện trở thay đổi. Tổn thất điện năng kỹ thuật trong quá trình truyền tải và phân
phối chủ yếu do điện trở của dây dẫn gây ra và tỉ lệ thuận với điện trở của dây dẫn. Như
vậy, khi nhiệt độ tăng lên thì tổn thất cũng tăng lên và ngược lại.
1.2.1.2. Một số nguyên nhân kỹ thuật gây tổn thất qua TBA hiện hữu:
- Một số TBA đã lắp đặt cách đây trên 15 năm vẫn còn vận hành trên lưới, những
trạm này có tổn thất kỹ thuật qua MBA cao.
- Các MBA vận hành dưới 40% tải, đặc biệt là MBA 1 pha và 3 pha đo đếm phía
hạ áp có công suất nhỏ của khách hàng sử dụng non tải (vì sản xuất không ổn định), nên
làm tổn thất không tải qua MBA tăng.
- TBA lắp đặt nhiều thiết bị bảo vệ, nên phát sinh nhiều mối nối, vận hành lâu
ngày không vệ sinh các mối nối tiếp xúc không tốt cũng là nguyên nhân tăng tổn thất tại
TBA.
27
- Một số TBA do phụ tải biến động thường xuyên (là các TBA có nhiều khách
hàng kinh doanh, sản xuất) thường là điện áp tại các TBA này dao động nhiều, làm tăng
tổn thất.
- Khi kết vòng giữa các phát tuyến để giảm phạm vi mất điện lúc công tác, sẽ làm
tăng bán kính cấp điện và tăng phụ tải đột biến làm sụt áp trên đường dây trung áp, kéo
theo điện áp qua TBA giảm làm tăng tổn thất.
1.2.2. Tổn thất kỹ thuật trên lưới 0,4kV:
Lưới điện hạ áp 0,4kV là lưới điện trực tiếp cấp điện đến từng phụ tải tiêu thụ
điện gồm có phụ tải sinh hoạt và phụ tải ngoài mục đích sinh hoạt với công suất nhỏ.
Qua phân tích tổn thất nhờ một số phần mềm hỗ trợ, hiện trạng tổn thất trên lưới hạ áp
0,4kV của năm 2014 tại Điện lực TP Vĩnh Long là 1,9% , trong đó gồm tổn thất trên
lưới hạ áp, nhánh dây khách hàng và tổn thất qua công tơ, với những nguyên nhân như
sau:
- Đường trục hạ áp thuộc Điện lực TP Vĩnh Long quản lý hiện tại là lưới 3 pha 4
dây (3P4W) và 1 pha 3 dây (1P3W), do đó nếu độ lệch pha giữa các pha càng lớn thì
tổn thất càng cao.
- Một số đường trục hạ áp vận hành lâu năm đa số là dây nhôm đã xuống cấp làm
tăng tổn thất.
- Lưới điện nhánh rẽ vào một số hẻm đang đầy tải chưa được cải tạo kịp thời.
- Dung lượng bù trên lưới hạ áp chưa đáp ứng theo nhu cầu thực tế.
- Trên trục hạ áp do phải đấu nối nhiều nhánh rẽ vào nhà khách hàng, nên phát
sinh rất nhiều mối nối, đặc biệt là các mối nối đồng nhôm kém chất lượng (đường trục
là lưới nhôm, nhánh khách hàng là dây đồng), đây chính là thành phần chiếm tỉ trọng
tổn thất lớn trên lưới hạ áp.
- Khu vực nội ô thành phố và kể cả một số khu vực ngoại ô công tơ được lắp tại
nhà khách hàng, do đó phát sinh phần tổn thất của nhánh dây khách hàng từ đường trục
hạ áp đến nhà khách hàng.
- Hiện công tơ đang sử dụng là công tơ cơ chiếm 75%, nên một phần tổn thất phát
sinh từ các công tơ cơ.
28
1.2.3. Tổn thất thương mại:
Tổn thất thương mại là tổn thất điện năng bị thất thoát do công tác quản lý khách
hàng, công tác kiểm tra, giám sát quá trình mua bán điện và độ chính xác của thiết bị đo
đếm... Qua phân tích tổn thất nhờ một số phần mềm hỗ trợ, hiện trạng tổn thất thương
mại của năm 2014 tại Điện lực TP Vĩnh Long là 0,28%. Tuy tỉ lệ tổn thất thương mại
chiếm tỷ trọng không lớn, nhưng đây là phần tổn thất bị tác động bởi rất nhiều nguyên
nhân, có thể nêu một số nguyên nhân chính như sau:
1.2.3.1. Một số nguyên nhân do công tác quản lý của Điện lực:
- Hệ thống đo đếm có độ chính xác chưa cao, đặc biệt là các công tơ cơ độ chính
xác là ± 2%. Một số hệ thống đo đếm trung áp qua TU, TI trung áp ảnh hưởng đến độ
chính xác, đồng thời TI càng non tải thì sai số càng cao.
- Trong quá trình lắp đặt hệ thống đo đếm, nếu công nhân sơ xuất lắp sai thứ tự
pha sẽ dẫn đến thất thoát điện năng. Hoặc lắp đặt không đúng quy cách công tơ cũng sẽ
đo đếm không chính xác (lắp nghiêng…).
- Đối với các công tơ điện tử lưu ý vị trí lắp đặt cần tránh những nơi có khả năng
tác động đến mạch điện tử như: nhiệt độ, độ ẩm…
- Trong quá trình bán điện cho khách hàng, nếu công tơ quá hạn kiểm định không
được thay thế kịp thời cũng dẫn đến đo đếm không chính xác, đặc biệt là công tơ cơ.
- Các công tơ bị đứng, chết, cháy nếu không phát hiện kịp thời để thay thế sớm, thì
không đo đếm được điện năng, nếu có truy thu được với khách hàng cũng không đầy
đủ.
- Khi khai thác khách hàng mới, nếu nhân viên nhầm lẫn hệ số nhân của TU, TI
cũng sẽ gây thất thoát điện năng.
1.2.3.2. Một số nguyên nhân do khách hàng cố ý vi phạm:
Nguyên nhân khách hàng cố ý vi phạm đều với cùng mục đích là sử dụng điện
năng không qua công tơ hoặc tác động để công tơ đo đếm không chính xác (đo ít hơn
thực tế sử dụng), một số phương pháp khách hàng thường sử dụng như: (hình 1.8)
29
a. Khách hàng câu móc trực tiếp vào lưới điện
không qua công tơ đo đếm.
b. Cố ý xoay nghiêng công tơ để công tơ chạy
không chính xác.
c. Khách hàng đảo pha, đóng tiếp đất tại chỗ
hoặc cắt dây nguội của cáp trước công tơ và đóng
tiếp đất tại chỗ.
d. Khách hàng sử dụng nam châm có từ tính
cao để tác động vào công tơ.
Hình 1.8: Một số hình ảnh về vi phạm của
khách hàng.
30
1.3. Một số giải pháp đã được thực hiện để giảm tổn thất trên lưới điện của
Điện lực TP Vĩnh Long:
Tổn thất điện năng là mối quan tâm hàng đầu từ lãnh đạo đến CBCNV của Điện
lực TP Vĩnh Long, ngay từ đầu năm Điện lực đã lập chương trình trọng tâm giảm tổn
thất năm 2015 với những giải pháp kỹ thuật và thương mại như sau:
1.3.1. Giải pháp kỹ thuật:
1.3.1.1. Về điện áp và chất lượng điện:
- Bù công suất phản kháng: Tổng dung lượng tụ bù dự kiến lắp trong năm 2015 là
4.805kVAr, trong đó: Theo kế hoạch năm 2015 lắp đặt tụ bù trung hạ áp gồm 01 giàn tụ
bù trung áp ứng động 3x100kVAr và 130 tụ bù hạ áp cố định trên đường dây, tổng dung
lượng 505kVAr. Dự kiến hoàn thành trước tháng 4/2015. Ngoài ra, bổ sung kế hoạch
năm 2015 gồm 04 giàn tụ bù trung áp ứng động, tổng dung lượng 2400kVAr và 02 giàn
tụ bù trung áp cố định, tổng dung lượng 600kVAr; 220 tụ bù hạ áp cố định trên đường
dây, tổng dung lượng 1000kVAr. Dự kiến hoàn thành trước tháng 9/2015.
- Cân bằng pha các trạm biến áp lệch pha >15%, điều chỉnh đầu phân áp MBA
phân phối đạt 231V vào giờ thấp điểm nếu có phát sinh trong tháng.
- Triển khai công tác sửa chữa lớn hoàn tất vào quý 2 năm 2015, đầu tư xây dựng
thực hiện hoàn tất vào quý 3 năm 2015, ưu tiên thực hiện các hạng mục nhằm giảm
TTĐN và sự cố.
1.3.1.2. Về công tác quản lý vận hành, xử lý sự cố:
- Hàng tháng kiểm tra định kỳ điện áp cuối đường dây trung, hạ áp và tổ chức khắc
phục ngay vào tháng liền kề.
- Kiểm tra định kỳ ngày (đêm) đường dây trung, hạ áp và trạm biến áp phân phối.
- Vệ sinh công nghiệp các trạm biến áp phân phối, thiết bị trên đường trục và
nhánh rẽ lớn, các TU, TI của hệ thống đo đếm và lau sứ các đường dây trung áp.
- Phát quang hành lang lưới điện hàng tháng theo kết quả kiểm tra lưới định kỳ của
quản lý khu vực Đội quản lý vận hành và Phòng kế hoạch kỹ thuật – vật tư.
- Kiểm tra vệ sinh và thí nghiệm thiết bị điện: LBS (21 cái), LBFCO (46 cái), FCO
(179 cái), LA (179 cái).
31
- Thí nghiệm và vệ sinh định kỳ máy biến áp: 121 trạm.
- Đo tải, tính toán cỡ chì bảo vệ lưới phân phối và thay thế chì phù hợp phụ tải.
1.3.1.3. Về công tác sửa chữa lớn, ĐTXD và vốn KfW:
- Đường dây:
Thực hiện nâng tiết diện dây dẫn đường dây trung áp 22kV dài 9,10km.
Thực hiện nâng tiết diện dây dẫn đường dây hạ áp dài 30,7km.
Nâng cấp từ 1 pha lên 3 pha 0,905km đường dây trung áp và 1,65km
đường dây hạ áp.
- Trạm biến áp:
Nâng công suất 01 TBA từ 25+50kVA lên 3x25kVA và 01 TBA từ
75kVA lên 3x50kVA.
Cấy mới 11 TBA tổng dung lượng 850kVA nhằm rút ngắn bán kính cấp
điện.
1.3.1.4. Về quản lý chất lượng vật tư thiết bị trên lưới điện:
Đơn vị thực hiện quản lý chặt chẽ chất lượng các vật tư; các thiết bị như: máy biến
áp, LBFCO, FCO, LA, TU, TI… phải có lý lịch, xuất xứ rõ ràng, được thí nghiệm đúng
quy định.
1.3.1.5. Về giảm tổn hao trên MBA phân phối và trên dây dẫn điện:
- Thực hiện vệ sinh công nghiệp các máy biến áp phân phối (kết hợp cắt điện để
thực hiện, ưu tiên các trạm khu vực nhiều khói bụi công nghiệp).
- Thử nghiệm định kỳ các máy biến áp, thực hiện thay ngay các máy biến áp có
kết quả thử nghiệm không đạt yêu cầu (kế hoạch năm 2015 thí nghiệm 121 trạm biến áp
với 179 máy).
- Kiểm tra các trạm biến áp không vận hành hoặc vận hành theo thời vụ để liên hệ
khách hàng xin cắt ra nếu không sử dụng (như trạm Bơm điện, trạm xay xát…) hoặc các
trạm biến áp không còn hoạt động sản xuất, chỉ sử dụng với mục đích thắp sáng để có
hướng chuyển mục đích sử dụng sang điện lưới công cộng.
32
- Tổ chức đo tải định kỳ trên đường dây trung hạ áp và trạm biến áp không để xảy
ra trường hợp bị quá tải kéo dài. Hàng tháng phúc tra và đưa vào kế hoạch hoán chuyển
non – quá tải, trung bình mỗi tháng hoán chuyển 4 máy.
- Thường xuyên thực hiện phát quang trên đường dây trung, hạ áp không để cây
xanh va chạm vào đường dây.
- Xử lý thay mối nối tiếp xúc xấu tại vị trí đấu nối thiết bị trung, hạ áp và vị trí đấu
nối cáp hạ áp TBA lên lưới hạ áp bằng đầu cosse ép hoặc kẹp ép WR theo kế hoạch
gồm 462 đầu cosse ép và 1.244 kẹp ép WR, trong đó ưu tiên thực hiện trước tại các thiết
bị trên đường trục và trạm biến áp có phụ tải lớn.
- Dự báo chính xác phụ tải để có phương án cấp điện hợp lý nhằm giảm TTĐN.
- Hạn chế chuyển nguồn trong thời gian cao điểm, đóng kết vòng các phát tuyến
có bán kính cấp điện dài.
- Thực hiện chương trình củng cố lưới điện, đặc biệt lưu ý xử lý các mối nối hở
trên lưới điện.
1.3.2. Giải pháp thương mại:
Ngay từ đầu năm Điện lực TP Vĩnh Long đã lập chương trình trọng tâm giảm tổn
thất thương mại với các giải pháp chính như sau:
1.3.2.1. Đối với khách hàng sử dụng điện qua trạm chuyên dùng:
- Rà soát và tổ chức kiểm tra tất cả các khách hàng sử dụng điện qua trạm chuyên
dùng, ghi nhận đầy đủ thông tin về hiện trạng hệ thống đo đếm như: TU, TI, công tơ và
hệ thống dây tín hiệu, cáp xuất, công suất thực tế sử dụng của khách hàng so với đăng
ký; đề xuất hướng xử lý các khách hàng sử dụng không đạt công suất đã đăng ký với
Điện lực (nhất là các khách hàng lớn, có hệ thống đo đếm gián tiếp trung áp, hạ áp và có
sản lượng sử dụng > 10.000 kWh/tháng).
- Lập kế hoạch khắc phục các hư hỏng của hệ thống đo đếm trong quá trình vận
hành.
- Giám sát phụ tải các khách hàng thông qua chương trình đo ghi từ xa IFC,
MDMS hàng ngày, hàng tuần nhằm kịp thời phát hiện và có kế hoạch xử lý sự cố trên
hệ thống đo đếm.
33
- Kiểm tra hệ số cos φ, thực hiện mua công suất phản kháng của các khách hàng
theo qui định và vận động khách hàng lắp đặt tụ bù để nâng hệ số công suất cos φ > 0,9.
- Tiếp tục rà soát, lập kế hoạch thay công tơ cơ thành điện tử 3 pha tất cả các
khách hàng sản xuất kinh doanh.
1.3.2.2. Đối với trạm biến áp công cộng:
- Hàng tháng rà soát và cập nhật đầy đủ 100% số lượng trạm công cộng hiện có
trên lưới điện vào chương trình Cmis (nhất là các trạm cấy mới do tách trạm,…). Cập
nhật đầy đủ và chuẩn xác thông số trạm công cộng như: TI hạ áp, công tơ và số lượng
khách hàng trong trạm, ghi đúng lịch và đúng chỉ số, để khoanh vùng tổn thất, tìm
nguyên nhân và xử lý dứt điểm.
- Phòng Kinh doanh phối hợp với Đội Quản lý tổng hợp lập kế hoạch thay kịp thời
các TI non hoặc quá tải, công tơ trạm quá hạn, đứng, chết, … quản lý chặt chẽ và đầy
đủ hồ sơ liên quan đến trạm công cộng.
- Hàng tháng phối hợp Phòng Kiểm tra giám sát mua bán điện và Đội Quản lý
tổng hợp tổ chức kiểm tra, tìm nguyên nhân và xử lý ngay các trạm biến áp có tổn thất
bất thường.
1.3.2.3. Đối với khách hàng sử dụng điện:
- Hàng tháng tổ chức kiểm tra 100% số lượng khách hàng 03 tháng không lên chỉ
số, khách hàng có sản lượng bất thường giảm trên 50% so với tháng trước để tìm
nguyên nhân và xử lý kịp thời.
- Tổ chức kiểm tra 100% hộ nghi vấn vi phạm sử dụng điện.
- Hàng tháng tổ chức ghi điện phúc tra khu vực dịch vụ bán lẻ điện nông thôn.
- Thay công tơ định kỳ đối với các công tơ đến thời gian kiểm định cụ thể: Công
tơ 1 pha là 8.182 cái và công tơ 3 pha là 309 cái.
- Kiểm tra hệ thống đo đếm: Hệ thống đo đếm 1 pha là 13.500 cái, hệ thống đo
đếm 3 pha là 1.200 cái.
- Kiểm tra 14.700 khách hàng sử dụng điện.
- Phúc tra chỉ số 14.700 công tơ trong quá trình ghi điện.
34
1.3.2.4. Đối với trường hợp hư hỏng công tơ:
- Phát hiện kịp thời và tổ chức thay ngay các công tơ đứng, chết, cháy trong vòng
3 ngày làm việc.
- Lập phiếu truy thu sản lượng, bồi thường công tơ (nếu do lỗi khách hàng).
Tóm tắt chương 1: Chương này phân tích hiện trạng lưới điện tại Điện lực Thành phố
Vĩnh Long đang quản lý, tìm hiểu một số nguyên nhân làm ảnh hưởng đến tổn thất điện
năng hiện nay và một số giải pháp giảm tổn thất điện năng mà Điện lực TP Vĩnh Long
đang thực hiện. Kết quả nghiên cứu ở chương này đã cho cái nhìn tổng quát về công tác
giảm tổn thất điện năng tại Điện lực TP Vĩnh Long, để từ đó thấy rõ sự cần thiết phải sử
dụng phương pháp xác định tổn thất điện năng phù hợp ở chương 2.
35
CHƯƠNG 2:
CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN
2.1. Phương pháp đo trực tiếp:
Phương pháp xác định tổn thất điện năng thông dụng nhất là so sánh sản lượng
điện ở đầu vào lưới và năng lượng tiêu thụ tại các phụ tải trong cùng khoảng thời gian,
gọi là phương pháp đo trực tiếp, phương pháp này tuy có đơn giản nhưng thường mắc
phải sai số lớn do một số nguyên nhân sau [5]:
- Không thể lấy được đồng thời các chỉ số của các công tơ tại đầu nguồn và ở các
điểm tiêu thụ cùng một thời điểm.
- Nhiều điểm tải còn thiếu thiết bị đo hoặc thiết bị đo không phù hợp với phụ tải.
- Chủng loại đồng hồ đo rất đa dạng với nhiều mức sai số khác nhau, việc chỉnh
định đồng hồ đo chưa chính xác hoặc không chính xác do đó chất lượng điện đo không
đảm bảo.
Để nâng cao độ chính xác của phép đo người ta sử dụng đồng hồ đo đếm tổn thất,
đồng hồ này chỉ được sử dụng ở một số mạng điện quan trọng.
Trong mạng điện phân phối người ta có thể xác định tổn thất điện năng trực tiếp
bằng đồng hồ đo đếm tổn thất mắc ngay tại điểm nút cung cấp cần kiểm tra.
2.1.1. Sơ đồ đấu nối đồng hồ đo đếm tổn thất:
- Đối với đường dây phân phối chỉ cần mắc một đồng hồ ở đầu đường dây là đủ.
- Đối với MBA đồng hồ đo đếm tổn thất được đặt trên mỗi đầu cuộn dây của
MBA ba cuộn dây và trên một trong hai cuộn dây của MBA 2 cuộn dây.
2.1.2. Cách xác định tổn thất điện năng theo đồng hồ đo đếm tổn thất:
Công thức để xác định tổn thất điện năng:
∆A = 3.ki2.R.N.10-3 (kWh) (2.1)
Trong đó : ki - Tỷ số máy biến dòng.
R - Điện trở tương đương của mạng điện.
N - Chỉ số của đồng hồ đo đếm tổn thất điện năng được ghi trong
thời gian T và được xác định bằng công thức :
36
N = I2.T
I – Dòng điện chạy trong mạng.
a. Ưu điểm:
Sử dụng đơn giản, dễ thực hiện.
b. Nhược điểm:
- Phương pháp này chỉ xác định được tổng hao tổn năng lượng của mạng, không
chỉ ra được các thời điểm cực đại và cực tiểu của phụ tải để từ đó có biện pháp san bằng
đồ thị phụ tải.
- Chỉ xác định được lượng điện năng tổn thất tại thời điểm đo đếm.
- Nếu cần xác định đồng thời hao tổn điện năng tại nhiều vị trí, khi đó ta phải sử
dụng nhiều công tơ gây tốn kém vì vậy cách này thường áp dụng trong những trường hợp
đặc biệt khi cần kiểm tra và số lượng công tơ sử dụng nhỏ.
2.2. Phương pháp đường cong tổn thất:
Thực chất của phương pháp tính tổn thất theo đường cong tổn thất là tiến hành
tính toán trên cơ sở biểu đồ phụ tải điển hình. Giả thiết với một cấu trúc lưới điện đã
cho biết được đồ thị phụ tải và cosφ của tất cả các nút, coi thanh cái nguồn cung cấp là
nút cân bằng, tính toán phân bố dòng và xác định tổn thất công suất tổng ∆P ứng với
mỗi thời điểm của biểu đồ phụ tải, từ đó xác định được tổn thất điện năng theo khoảng
thời gian tính toán. Tức là nếu lưới điện có cấu trúc và phương thức vận hành hoàn toàn
xác định thì sẽ tồn tại một đường cong tổn thất duy nhất như hình vẽ [15].
Hình 2.1: Biểu đồ tổn thất điện năng
∆P ∆P=f(P)
Png.max
Png
Biểu đồ
phụ tải
Png.min
t
t
Đường
cong tổn
thất công
suất
37
Ta có thể xác định được tổn thất điện năng tổng trong ngày đêm thông qua biểu
đồ phụ tải công suất tổng tại thanh cái dựa vào biểu đồ phụ tải của trạm biến áp.
a. Ưu điểm:
- Khi đã xây dựng được đường cong tổn thất thì việc xác định tổn thất điện năng
dễ dàng và nhanh chóng.
- Từ đường cong tổn thất và biểu đồ phụ tải ta xác định được ΔPmax, ΔPmin và τ là
công cụ rất hiệu quả để giải quyết các bài toán khác nhau liên quan đến tính kinh tế, kỹ
thuật, vận hành cung cấp điện do xây dựng được họ đường cong với các giá trị khác
nhau.
b. Nhược điểm:
- Để xây dựng được đường cong tổn thất công suất ta phải thu thập nhiều thông
tin, xây dựng biểu đồ phụ tải và tiến hành hàng loạt các phép tính xác định ΔPi, ứng với
Pi, cách làm này mất nhiều thời gian và tính toán phức tạp.
- Biểu đồ phụ tải được xây dựng trên cơ sở đo đếm, khi ứng dụng thực tế do đo
đếm không đồng thời nên ít chính xác.
- Không sử dụng được cho mọi lưới điện vì mỗi lưới có một đường cong tổn
thất công suất đặc trưng.
2.3. Phương pháp thời gian tổn thất công suất cực đại [5]:
2.3.1. Phương pháp xác định theo τ:
Đây là phương pháp đơn giản và sử dụng thuận tiện nhất. Trong các trạng thái, ta
chọn trạng thái có ΔP lớn nhất và tính tổn thất ở trạng thái này, tổn thất tương đương
gây ra bởi dòng điện cực đại chạy trong mạng với thời gian tổn thất cực đại theo công
thức :
∆A = 3I2max.R.10-3τ = ΔPmax.τ (2.2)
Trong đó: Imax – Dòng điện cực đại chạy trong mạng (A).
τ – Thời gian tổn thất công suất cực đại, tức là nếu mạng điện
liên tục tải Imax hay Pmax trong khoảng thời gian này thì sẽ gây
ra tổn thất điện trong mạng vừa đúng bằng tổn thất trên thực tế.
38
Phương pháp này cũng gặp trở ngại là thời gian tổn thất cực đại thay đổi phụ
thuộc vào tính chất phụ tải, hệ số công suất, thời gian sử dụng công suất cực đại v.v …
Vì vậy việc tính toán tổn thất điện năng theo công thức (2.2) cũng mắc sai số lớn. Giá trị
thời gian tổn thất cực đại được xác định theo đồ thị phụ tải như sau :
i
2
i2
max
T
0
2
max
2
t
2
max
T
0
2
Δt.II
1
I
dt.I
P
dt.tP
τ
(h) (2.3)
τ không phải bao giờ cũng có thể xác định được một cách dễ dàng, do đó trong
thực tế khi không có đồ thị phụ tải người ta áp dụng một số công thức thực nghiệm để
tính τ một cách gần đúng sau đây:
Công thức Kenzevits:
τ = (0,124 + Tmax.10-4)2.876 (h) (2.4)
Trong đó:
Tmax : Thời gian sử dụng công suất cực đại (h).
Tmax = max
P
A (2.5)
Công thức Vanlander:
2
max
min
max
minmax
max
maxP
P1
P
2P
T
T1
TTT2Tτ
(h) (2.6)
T : Thời gian khảo sát.
Khi sử dụng phương pháp này ta coi đồ thị phụ tải của công suất tác dụng và
công suất phản kháng đồng thời cực đại, giả thiết này dẫn đến sai số lớn trong tính
toán. Ngoài ra, phương pháp này không được sử dụng để tính toán khi điện trở của
đường dây thay đổi ví dụ như dây thép.
a. Ưu điểm:
- Tính toán đơn giản.
- Giá trị Imax hay Pmax xác định bằng tính toán hoặc đo đếm.
39
- Nếu một đường dây cấp điện cho các trạm tiêu thụ có tính chất giống nhau thì
khối lượng đo đếm không lớn.
- Cho biết tình trạng làm việc của toàn lưới, xác định được phần tử nào làm việc
không kinh tế.
b. Nhược điểm:
- Việc xác định chính xác giá trị τ rất khó nếu không có đồ thị phụ tải.
- Khi không có đồ thị phụ tải ta phải xác định τ theo Tmax thông qua các công thức
thực nghiệm dẫn đến kết quả tính toán có sai số lớn.
- Trên lưới điện có nhiều phụ tải để xác định được giá trị của τ ứng với nhiều phụ
tải sẽ tốn rất nhiều công sức và thời gian.
2.3.2. Phương pháp xác định theo τp và τq:
- Để giảm bớt sai số khi tính toán tổn thất điện năng cần phải xét đến hình dáng
của đồ thị phụ tải, hệ số công suất và trong một ngày đêm giá trị cực đại công suất tác
dụng và phản kháng có xảy ra đồng thời không.
- Để xét đến điều kiện trên người ta dùng phương pháp xác định tổn thất điện năng
theo τp và τq.
- Trong công thức ∆A = ΔPmax.τ tổn thất công suất cực đại được phân tích thành hai
thành phần ΔPp (tổn thất do công suất tác dụng P gây ra) và ΔPq (tổn thất do công suất
phản kháng Q gây ra). Thời gian tổn thất công suất cực đại τ cũng được phân tích thành
τp, τq. Khi đó tổn thất điện năng được xác định theo công thức:
ΔA = ΔPp.τp + ΔPq.τq (2.7)
- Khó khăn đối với phương pháp này là đồ thị công suất phản kháng ít khi được
xây dựng nên phương pháp này ít được sử dụng.
2.3.3. Tính bằng phương pháp 2τ:
- Để tính theo phương pháp này người ta xét đến trạng thái phụ tải cực đại và cực
tiểu. Trong đồ thị phụ tải ngày đêm người ta chia làm hai phần theo khoảng thời gian
tmax và tmin, tmax là khoảng thời gian phần đồ thị có công suất cực đại, tmin là phần thời
gian còn lại trên đồ thị phụ tải tương ứng với phần có công suất cực tiểu.
- Điện năng tiêu thụ trong một ngày đêm Anđ có thể viết theo công thức:
40
Anđ = Pmax.tmax + Pmin.tmin (2.8)
Trong đó: tmax + tmin = 24 giờ
Suy ra:
minmax
minnd
maxPP
24PAt
(2.9)
maxmint24t (2.10)
- Ta sử dụng mỗi phần đồ thị đó theo nguyên tắc diện tích tương tự như ta xác
định được thời gian tổn thất công suất của mỗi phần đồ thị.
Từ điều kiện :
min
max
1
2
min
2
min
1
2
max
2
max
..
..
t
jj
t
ii
tPP
tPP
Ta coi cosφ = const và P2i trùng S2
i khi đó ta có:
j
tj
i
t
i
tP
P
tP
P
.
.
min
max
1
2
max
min
2
1 max
max
Từ đó: ∆Anđ = ΔPmax.τmax + ΔPmin.τmin
Vậy: .TA
A.ΔAΔA
2
nd
tbndnd
(2.11)
Atbnđ - điện năng ngày đêm trung bình để tính toán.
Anđ - điện năng ngày đêm của ngày chọn để tính toán.
2.4. Phương pháp hệ số phụ tải [15]:
- Hệ số tải (Load factor): Là tỉ số giữa công suất trung bình trên công suất cực đại
của đồ thị phụ tải (ký hiệu LF).
T.P
A
P
PLF
max
T
max
tb (2.12)
Trong đó:
AT: Điện năng cung cấp trong thời gian T.
41
- Hệ số tổn thất (Loss factor): Là tỉ số giữa tổn thất công suất trung bình trên tổn
thất công suất lớn nhất ứng với công suất phụ tải cực đại (ký hiệu LsF) ∆.
T.P
A
P
PLsF
max
T
max
tb
(2.13)
Trong đó:
Δ AT: Tổn thất điện năng trong thời gian T (ví dụ 1 năm).
- Quan hệ giữa Tmax, τ với LF và LsF: Từ định nghĩa LF và LsF có thể suy ra những
mối quan hệ sau:
T
TLF max (2.14)
TLsF
(2.15)
Đối với đường dây một phụ tải:
max2
tbbq2
max
tb
I
I
P
PLsF
(2.16)
Trong đó:
Itpbp: Dòng điện trung bình bình phương.
T
0
2t dt.I
T
1
tbbpI (2.17)
- Quan hệ giữa LF và LsF được xây dựng dưới dạng các hàm thực nghiệm cho các
loại lưới điện và phụ tải khác nhau.
Nhìn chung ta có LF2 < LsF < LF
Một số hàm thực nghiệm hay được sử dụng:
LsF = c.LF + (1 – c) . LF2 (2.18)
Trong đó:
c = 0,3 : Đối với lưới truyền tải.
c = 0,15 : Đối với lưới phân phối.
Ở Anh và Úc sử dụng công thức:
LsF = 0,2LF + 0,8 LF2 (2.19)
42
Ở Mỹ sử dụng công thức:
LsF = 0,3LF + 0,7 LF2 (Đối với đô thị) (2.20)
LsF = 0,16LF + 0,84 LF2 (Đối với nông thôn) (2.21)
- Tính toán tổn thất điện năng theo hệ số tổn thất:
Từ (2.13) có thể suy ra:
∆AT = ΔPmax . T . LsF (2.22)
Trong đó hệ số tổn thất có thể được tính từ các quan hệ thực nghiệm theo hệ số
tải bởi công thức (2.18).
Tóm tắt chương 2: Chương này đã xem xét các phương pháp tính toán tổn thất điện
năng, mỗi phương pháp tính toán sẽ phù hợp với đặc điểm của từng loại lưới điện. Kết
quả khảo sát ở chương 2 sẽ giúp chúng ta có cơ sở để lựa chọn phần mềm ứng dụng
thích hợp cho các tính toán cụ thể ở chương 3.
43
CHƯƠNG 3:
GIỚI THIỆU CÁC PHẦN MỀM PHÂN TÍCH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
3.1. Phần mềm CMIS:
Khai báo dữ liệu khởi tạo như: Khai báo các sổ ghi chỉ số đầu nguồn và lập lịch
cho các sổ, khai báo danh mục xuất tuyến và trạm của Điện lực quản lý.
Xây dựng cây tổn thất ứng với lưới điện cấp Điện lực quản lý.
Khai báo các điểm đo đầu nguồn.
Nhập chỉ số định kỳ hàng tháng, nhập các biến động treo tháo công tơ cho điểm
đo đầu nguồn.
Sau khi hàng tháng nhập chỉ số định kỳ của các sổ đầu nguồn xong thì thực hiện
bước tính sản lượng đầu nguồn, tổng hợp thương phẩm và tổng hợp dữ liệu báo cáo.
Vào chức năng Báo cáo tổn thất phân tích để thực hiện in báo cáo.
3.1.1. Khai báo chỉ số công tơ:
Hình 3.1: Màn hình giao diện chức năng khai báo sổ ghi chỉ số
44
- Dùng để cập nhật sổ ghi chỉ số đầu nguồn bao gồm các tính năng thêm, sửa, xóa,
tìm kiếm, cập nhật trạng thái hết hiệu lực.
- Các thông tin cần khai báo: Mã sổ ghi chỉ số, Tên sổ ghi chỉ số, Số kỳ (Số lần
ghi điện trong 1 tháng của sổ), Ngày ghi (ngày ghi điện của sổ, nếu có nhiều kỳ thì
cách nhau bởi dấu ;), Mã tổ phường, Ngày hiệu lực sổ, Tình trạng sổ (cho biết sổ còn
hay hết hiệu lực).
Hiện tại đã khai báo 03 loại nhóm sổ:
- Sổ giao nhận điện đầu nguồn ranh giới: Để cập nhật chỉ số công tơ nhận điện từ
trạm 110kV Vĩnh Long, nhập chỉ số giao nhận của các công tơ ranh giới với các Điện
lực Long Hồ, Mang Thít, Tam Bình, Bình Minh. Các chỉ số này đều được đo ghi từ xa.
Các chỉ số này phục vụ cho việc tính toán tổn thất cấp đơn vị Điện lực.
- Sổ ghi chỉ số các xuất tuyến: Để cập nhật chỉ số các xuất tuyến trung áp từ trạm
110kV Vĩnh Long, sử dụng cho việc tính toán tổn thất trung áp.
- Sổ ghi chỉ số trạm công cộng: Cập nhật chỉ số các trạm công cộng, ngày ghi chỉ
số công tơ trạm công cộng phải trùng với ngày ghi chỉ số các khách hàng trong trạm.
Loại sổ này sử dụng cho việc tính toán tổn thất hạ áp.
3.1.2. Lập lịch ghi chỉ số đầu nguồn:
Hình 3.2: Màn hình giao diện chức năng lập lịch ghi chỉ số đầu nguồn
45
- Mỗi sổ ghi chỉ số đầu nguồn thường được ghi vào một ngày cố định hàng tháng. Phục
vụ cho công tác nhập chỉ số đầu nguồn, đầu mỗi tháng đơn vị cần thực hiện lập lịch ghi
chỉ số cho tất cả các sổ, tức là xác định trong tháng đó sổ sẽ được ghi chỉ số vào
những ngày nào.
- Chức năng lập lịch ghi chỉ số đầu nguồn có thể thực hiện: Lập lịch ghi chỉ số cho
tháng hiện tại và tháng kế tiếp, hủy lịch ghi chỉ số, sửa lịch ghi chỉ số, in lịch ghi chỉ số.
3.1.3. Khai báo điểm đo đầu nguồn:
Hình 3.3: Màn hình giao diện chức năng khai báo điểm đo đầu nguồn
- Cho phép bộ phận Quản lý tổn thất thực hiện khai báo các điểm đo đầu nguồn.
- Chức năng khai báo hệ điểm đo đầu nguồn có thể thực hiện: Khai báo điểm đo
đầu nguồn đồng thời tạo quan hệ điểm đo đầu nguồn với phần tử điện (trạm trung gian,
xuất tuyến, ranh giới, thương phẩm lẻ, tự dùng trung gian, trạm công cộng, trạm chuyên
dùng, nhánh rẽ, phân đoạn, thương phẩm lẻ hạ áp).
Mô tả chi tiết các mục thông tin:
- Mã đơn vị quản lý: Mã đơn vị quản lý của đơn vị đang thao tác.
- Mã điểm đo: Mã điểm đo đầu nguồn (hệ thống tự cấp mã).
46
- Mã điểm đo liên kết: Mã điểm đo liên kết từ cấp dưới.
- Sổ GCS: Mã sổ ghi chỉ số đầu nguồn.
- Ngày thực hiện: Ngày khai báo điểm đo.
- Loại điểm đo: Chọn loại điểm đo (loại công tơ và loại thời gian bán điện).
- Tên điểm đo: Tên điểm đo khai báo.
- Quan hệ cây Tổn thất: Quan hệ cây tổn thất điện (trạm trung gian, xuất
tuyến,ranh giới, thương phẩm lẻ, tự dùng trung gian, trạm công cộng, trạm chuyên
dùng, nhánh rẽ, phân đoạn, thương phẩm lẻ hạ áp).
- Gắn lên cây Tổn thất: Điểm đo có gắn lên cây tổn thất hay không.
- Sở hữu đo đếm: Đơn vị có sở hữu công tơ hay không.
- Tổ quản lý: Mã tổ quản lý.
- Trạm: Mã trạm gắn điểm đo.
- Xuất tuyến: Mã xuất tuyến gắn điểm đo.
- Cấp điện áp: Cấp điện áp của điểm đo.
- Công suất: Công suất của điểm đo.
- Mã khu vực: Mã khu vực của điểm đo; STT: Số thứ tự của điểm đo.
- Số pha: Số pha của điểm đo.
3.1.4. Treo tháo điểm đo đầu nguồn:
Hình 3.4: Màn hình giao diện chức năng treo tháo điểm đo đầu nguồn
47
- Cho phép thực hiện treo tháo thiết bị đo đếm sau khi đã thi công treo tháo công
tơ, TI, TU cho điểm đo đầu nguồn.
- Các thông tin liên quan đến treo tháo thiết bị đo đếm cho điểm đo đầu nguồn là:
Số biên bản treo tháo, Ngày treo tháo, Người thực hiện, Chỉ số tháo, Sản lượng truy
thu, Số công treo, Chỉ số treo, Hệ số nhân của thiết bị đo đếm, Nhân viên kẹp chì, Số
cột, Mã chì bóc, Mã chì hộp.
3.1.5. Xây dựng cây tổn thất:
Hình 3.5: Màn hình giao diện chức năng xây dựng cây tổn thất
- Cho phép bộ phận Quản lý tổn thất thực hiện xây dựng cây tổn thất tương ứng
mô hình lưới điện tại đơn vị.
- Chức năng xây dựng cây tổn thất có thể thực hiện: Hiển thị cây tổn thất của đơn
vị, thêm mới phần tử lưới gốc, thêm mới các phần tử lưới con, sửa thông tin các phần tử
lưới, xóa các phần tử lưới trên cây.
a. Chi tiết các mục thông tin:
- Ngày hiệu lực: Ngày hiệu lực phần tử lưới gắn lên cây tổn thất.
- Trạm/Xtuyến: Phần tử lưới thuộc trạm hay xuất tuyến.
- Mã phần tử điện: Mã phần tử lưới.
- Trạng thái: Trạng thái phần tử lưới.
48
- In báo cáo: Loại in báo cáo của phần tử (có 3 loại: Không in báo cáo, in trên báo
cáo tổn thất phần tử, in trên các báo cáo tổn thất).
- Thứ tự: Thứ tự hiển thị trên lưới.
- Tổ quản lý: Mã tổ quản lý phần tử lưới.
- Tính chẩt: Tính chất phần tử lưới.
- Nút cha: Mã nút cha gắn phần tử lưới mới.
b. Các chú ý khi thao tác:
- Khai báo tuần tự theo mô hình 1 sợi: Khai báo nút gốc trước, sau đó khai báo
các nút trung gian rồi tới nút lá. Đảm bảo nguyên tắc một nút con tại một thời điểm chỉ
có 1 nút cha.
- Quy tắc khai báo:
o Trạm trung gian – xuất tuyến tổng – xuất tuyến con – trạm công cộng/chuyên
dùng.
o Xuất tuyến ranh giới – trạm công cộng/chuyên dùng.
- Không sử dụng xuất tuyến hay trạm nữa thì chọn trạng thái: ngưng sử dụng.
3.1.6. Xây dựng quan hệ điểm đo đầu nguồn:
Hình 3.6: Màn hình giao diện chức năng mối quan hệ điểm đo đầu nguồn
49
Cho phép bộ phận Quản lý tổn thất thực hiện xây dựng quan hệ điểm đo đầu
nguồn và phần tử lưới điện để xác định đo đếm đầu nguồn là đo đếm cho vị trí nào,
nhằm xác định sản lượng đầu nguồn khi tính tổn thất.
Chi tiết các mục thông tin:
- Mã điểm đo: Mã điểm đo gắn phần tử lưới.
- In báo cáo: Loại in báo cáo
- Tính chất: Tính chất điểm đo.
- Ngày hiệu lực: Ngày hiệu lực của quan hệ điểm đo.
- Trạng thái: Trạng thái điểm đo.
- Mã đơn vị giao nhận: Mã đơn vị giao nhận.
- Hệ số K giao: Hệ số K giao.
- Chiều GN: Chiều giao nhận.
- Hệ số K nhận: Hệ số K nhận.
- Bán thẳng: Là điểm đo bán thẳng.
- TChất GNhận CNhận: Tính chất giao nhận chiều nhận.
- TChất GNhận Cgiao: Tính chất giao nhận chiều giao.
3.1.7. Nhập chỉ số đầu nguồn:
Hình 3.7: Màn hình giao diện chức năng nhập chỉ số đầu nguồn
50
Chức năng này cho phép bộ phận Chỉ số đầu nguồn thực hiện cập nhật chỉ số
mới của điểm đo đầu nguồn và tình trạng của công tơ theo từng kỳ.
3.1.8. Tính sản lượng đầu nguồn:
Hình 3.8: Màn hình giao diện chức năng tính sản lượng đầu nguồn
Cho phép bộ phận quản lý Tổn thất, tính sản lượng hoặc huỷ tính sản lượng đầu
nguồn theo sổ GCS hoặc theo ngày GCS.
- Thao tác: sau khi lấy được thông tin yêu cầu và chọn dữ liệu trên lưới thì thực
hiện bấm nút “Tính sản lượng” để tính và ghi dữ liệu.
3.1.9. Tính toán và báo cáo kết quả tổn thất:
Kết xuất các báo cáo tổn thất toàn đơn vị, tổn thất phần trung áp, tổn thất phần hạ
áp, giao nhận điện năng chi tiết.
51
Hình 3.9: Màn hình giao diện chức năng báo cáo kết quả tính toán tổn thất
a. Tổn thất trạm công cộng:
Hình 3.10: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng trạm công cộng
52
b. Tổn thất điện năng truyền tải và phân phối:
Hình 3.11: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng truyền tải và phân phối
c. Tổn thất điện năng các xuất tuyến:
Hình 3.12: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng các xuất tuyến
53
d. Báo cáo tổn thất toàn đơn vị:
Hình 3.13: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng toàn đơn vị
e. Báo cáo giao nhận điện năng và tổn thất lũy kế:
Hình 3.14: Mẫu báo cáo giao nhận điện năng và tổn thất lũy kế
54
f. Báo cáo giao nhận điện năng và tổn thất tháng:
Hình 3.15: Mẫu báo cáo giao nhận điện năng và tổn thất tháng
3.2. Phần mềm PSS/ADEPT:
Phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool) là phần mềm tiện ích mô phỏng hệ thống điện và là công
cụ phân tích lưới điện phân phối với các chức năng sau:
1. Tính toán trào lưu công suất.
2. Tính toán ngắn mạch tại một hay nhiều điểm tải.
3. Phân tích bài toán khởi động động cơ.
4. Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù (đóng cắt và cố định) (CAPO).
5. Bài toán phân tích sóng hài.
6. Phối hợp bảo vệ.
7. Phân tích điểm mở tối ưu (TOPO).
8. Phân tích độ tin cậy lưới điện.
Phần mềm PSS/ADEPT giúp phân tích và tính toán lưới điện phân phối, tính toán
và hiển thị các thông số về dòng điện (I), công suất (P, Q) của đường dây, đánh giá tình
trạng mang tải của tuyến đường dây thông qua chức năng Load Flow Analysis. Cho biết
55
các thông số về tổn thất công suất của từng tuyến dây từ đó có phương án bù công suất
phản kháng để giảm tổn thất thông qua chức năng CAPO.
- PSS/ADEPT tính toán dòng ngắn mạch ba pha, một pha chạm đất có tính đến
thành phần tổng trở đất, ngắn mạch hai pha, ngắn mạch hai pha chạm đất của tất cả các
trường hợp cho từng tuyến dây thông qua chức năng Fault, Fault all.
- TOPO (chọn điểm nút tối ưu): Chương trình cho biết điểm mở tối ưu cấu hình
của lưới điện.
- Motor Starting (khởi động động cơ): Chương trình cho biết các thông số như độ
sụt áp, tổn thất công suất có ảnh hưởng như thế nào đến tuyến dây đó nếu tuyến dây đó
có đặt động cơ (đồng bộ hay không đồng bộ) với công suất lớn.
- Ngoài ra chương trình còn có một số chức năng phân tích sóng hài (harmonic),
phối hợp bảo vệ (coordination).
Hình 3.16: Màn hình giao diện của chương trình PSS/ADEPT 5.0
Equiment List
View Main Menu Diagram Toolbar
View
Progress View Diagram View Status Bar
56
- Main Menu: Là chương trình đơn chính dùng để truy cập tất cả các chức năng
ứng dụng của PSS/ADEPT.
- Diagram View: Là vùng thể hiện sơ đồ hệ thống điện bằng các biểu tượng đồ
họa, hay còn gọi là vùng mô phỏng hệ thống điện. Ngoài ra, có thể xem kết quả phân
tích trong vùng này.
- Progress View: Hiển thị tất cả các thông báo trong quá trình chạy chương trình.
Các thông bào này là các thông điệp cảnh báo hoặc báo lỗi về các kích hoạt đã chọn,
hoặc các thông điệp về quá trình phân tích. Progress View cũng hiển thị chi tiết tiến
trình hội tụ của bài toán phân bổ công suất, tính toán ngắn mạch và khởi động động cơ.
- Status Bar: Thanh trạng thái cho biết các thông tin trạng thái khác nhau khi sử
dụng PSS/ADEPT.
- Equiment List View: Là vùng xem danh sách các thiết bị. Trong đó mục
Network trình bày có thứ bậc các thiết bị trong sơ đồ mạng điện.
- Diagram Toolbar: Gồm có nút chọn Select và các thiết bị dùng để vẽ sơ đồ hệ
thống điện. Sử dụng Diagram Toolbar để chọn và đặt thiết bị vào đúng vị trí trong sơ
đồ một cách dễ dàng.
Hình 3.17: Diagram toolbar của chương trình PSS/ADEPT 5.0
- Mô phỏng: Sơ đồ áp dụng triển khai PSS/ADEPT như sau:
57
Hình 3.18: Các bước tính toán theo chương trình PSS/ADEPT 5.0
Trong nội dung áp dụng của Luận văn này chỉ sử dụng các chức năng sau:
1. Tính toán trào lưu công suất.
2. Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù.
3.2.1. Tính toán trào lưu công suất:
Tính toán trào lưu công suất được thực hiện theo ba bước sau:
- Bước 1: Cài đặt các tùy chọn của chương trình về tính toán trào lưu công suất.
- Bước 2: Lập sơ đồ và các thông số của các phần tử trên sơ đồ.
- Bước 3: Tính toán trào lưu công suất và xuất kết quả ra màn hình.
a. Bước 1: Cài đặt các thông số cơ bản của lưới điện cần tính toán như: Điện áp cơ
sở (base Voltage), công suất cơ sở (base kVA) và tần số hệ thống.
- Circuit ID: Đặt tên lưới điện (từ 1 đến 8 ký tự).
- Peak curent (A): khai báo dòng tải cực đại của lưới điện.
- Input voltage type: Chọn điện áp dây (line to line) hay điện áp pha (line to neutral).
- Set base kVA to 100.000 kVA.
- Set base voltage to …kV: Bằng điện áp nút đầu cực máy phát (nút cân bằng).
- Set frequency: Chọn tần số lưới điện 50 Hz.
Thiết lập thông số mạng lưới
Program, network settings
Tạo sơ đồ
Creating digrams
Chạy 8 bài toán phân tích
Power System Analysis
Báo cáo
Reports, diagrams
58
Hình 3.19: Màn hình giao diện cài đặt các thông số
b. Bước 2: Lập sơ đồ và nhập các thông số của các phần tử trên sơ đồ.
- Tạo nút: Chương trình PSS/ADEPT có 3 loại nút: vertical, horizontal và point.
Trên thanh Toolbar sẽ cho phép người sử dụng tự chọn theo từng loại nút để vẽ sơ đồ
lưới điện cho phù hợp.
Hình 3.20: Diagram toolbar tạo nút của chương trình PSS/ADEPT 5.0
- Tạo Shunt thiết bị: Shunt thiết bị luôn luôn kết nối với một nút. Nút phải thiết
lập trước, trước khi gắn shunt thiết bị vào nút. PSS/ADEPT cung cấp 6 loại shunt
thiết bị như sau: Tải, nguồn, động cơ, tụ bù ngang, tụ bù dọc và sự cố.
- Tạo nhánh: Một nhánh được kết nối từ 2 nút. Nút phải có trước khi tạo nhánh.
PSS/ADEPT cung cấp 4 loại nhánh như sau: đường dây/cáp, DCL, MBA, tụ bù dọc.
Theo trình tự các bước như trên người sử dụng chọn các nút, nhánh, nguồn trên
thanh Toolbar để vẽ sơ đồ lưới điện tính toán từ sơ đồ lưới điện thực tế lên màn hình
PSS/ADEPT.
c. Bước 3: Tính toán trào lưu công suất và xuất kết quả tính toán ra màn hình hoặc
máy in.
horizontal vertical point
59
Hình 3.21: Màn hình giao diện hiển thị trào lưu công suất
3.2.2. Tính toán tối ưu hóa vị trí bù (Capacitor placement optimization):
Tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới sao cho kinh tế nhất (nghĩa là sao cho số tiền
tiết kiệm được từ việc đặt tụ bù lớn hơn số tiền phải bỏ ra để lắp đặt tụ bù). CAPO chọn nút
cho tụ bù thứ n để số tiền tiết kiệm được là lớn nhất.
Các bước thực hiện khi tính toán vị trí bù tối ưu trên lưới điện:
a. Bước 1: Định nghĩa các thông số trong tính toán tối ưu hóa vị trí đặt tụ bù, sử dụng
Hộp thoại thiết đặt thông số trong CAPO.
Hình 3.22: Hộp thoại thiết đặt thông số trong CAPO
60
b. Bước 2: Cài đặt các tùy chọn cho bài toán tính toán tối ưu vị trí bù tại thẻ CAPO.
Hình 3.23: Hộp thoại cài đặt các tùy chọn trong CAPO
c. Bước 3: Chạy bài toán tính toán tối ưu vị trí bù và xuất kết quả tính toán.
Bảng 3.1: Định nghĩa các thông số kinh tế được sử dụng trong chương trình
Thông số Định nghĩa
- Giá điện năng tiêu thụ /kWh. - Giá tiền phải trả cho lượng điện năng tiêu thụ.
- Giá điện năng tiêu thụ /kVArh. - Giá tiền phải trả cho lượng điện năng phản
kháng tiêu thụ.
- Giá công suất tác dụng lắp đặt
/kW.
- Giá tiền phải trả cho lượng công suất tác dụng
lắp đặt.
- Giá công suất phản kháng lắp đặt/
kVAr.
- Giá tiền phải trả cho lượng công suất phản
kháng lắp đặt.
- Tỷ số trượt giá (pu/year).
- Tỷ số hàng năm cần thêm vào để tính đến sự
lạm phát khi chuyển đổi tiền (dolar, đồng) về
cùng một thời điểm lúc chương trình tính toán.
- Tỷ số lạm phát (pu/year). - Giá trị tiền (dolar, đồng) thay đổi hàng năm.
- Thời gian tính toán (years). - Khoảng thời gian được sử dụng trong bài toán
phân tích kinh tế, tính hàng năm.
61
- Giá lắp đặt cho tụ bù cố định và
đóng cắt tự động (đ/kVAr).
- Số tiền phải trả tính trên kVAr để lắp đặt dải
tụ bù cố định và hoặc đóng cắt tự động.
- Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định và
đóng cắt tự động %/kVAr-năm).
- Tỷ lệ giá tính trên kVAr-năm cần để bảo trì
dải tụ bù cố định và/hoặc tự động.
Giải thích các thông số kinh tế được sử dụng trong quá trình tính toán vị trí đặt tụ bù
tối ưu:
- Giá điện năng tiêu thụ (cP) tính bằng đơn vị /kWh. Ở Mỹ thường sử dụng đơn vị
tiền tệ là dollar, tuy nhiên cả PSS/ADEPT và CAPO đều không bắt buộc đơn vị tiền tệ phải
sử dụng, chúng ta có thể sử dụng bất cứ đơn vị tiền tệ nào miễn sao đảm bảo tính nhất quán
giữa các biến số.
- Giá điện năng phản kháng tiêu thụ (cQ) cũng có đơn vị tuỳ chọn giống với giá
điện năng tiêu thụ. Giá trị này (cũng như các giá trị khác) sẽ được đặt là 0 nếu không có
giá trị trên thực tế.
- Giá công suất tác dụng lắp đặt (dP) là giá của công suất phát phải trả để thay thế
tổn hao hệ thống. Hiện tại CAPO không sử dụng giá trị này.
- Giá công suất phản kháng lắp đặt (dQ) giống với giá công suất tác dụng lắp đặt.
Hiện tại CAPO cũng không sử dụng giá trị này.
- Tỷ số trượt giá (r) được sử dụng để quy đổi số tiền tiết kiệm được và chi phí từ
tương lai về thời điểm hiện tại. Nếu nguồn tài chính của việc mua và lắp đặt tụ bù được
vay từ ngân hàng thì tỷ số trượt giá sẽ bằng hoặc gần bằng lãi suất cho vay của ngân
hàng. Khi đã sử dụng tỷ số trượt giá CAPO không tính đến thuế và những yếu tố khác.
Sau khi các thông số kinh tế đã được giải thích, ta sẽ biết các quan hệ được CAPO sử
dụng để tính toán.
- Tỷ số lạm phát (i) là sự tăng giá điện năng và tiền bảo trì tụ bù hàng năm. Tỷ số
này tính bằng đơn vị tương đối (pu) chứ không phải phần trăm (%). Thông thường giá
trị này trong khoảng 0.02 đến 0.08 cho 1 năm.
- Thời gian tính toán (N) là khoảng thời gian mà tiền tiết kiệm được từ việc lắp tụ
bù bằng với tiền lắp đặt và bảo trì tụ bù (nghĩa là thời gian hoàn vốn). Nếu thực tế có
62
chính sách là đầu tư phải hoàn vốn trong 5 năm thì giá trị này được đặt là 5.
- Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) có đơn vị là đ/kVAr của kích cỡ tụ bù : giá trị này
cần được tính để phù hợp với thực tế của người sử dụng. Có thể nó sẽ bao gồm cả tiền
vỏ bọc tụ bù, tiền vận chuyển, tiền công lao động, v.v…
- Giá lắp đặt tụ bù ứng động (cQ) giống với tụ bù cố định, tuy nhiên có thể tụ bù
ứng động sẽ có giá cao hơn, vì vậy nó được để thành giá trị riêng.
- Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định (mF) là tiền để duy trì hoạt động của tụ bù hàng năm.
Tỷ giá này tính bằng kVAr/year. Tiền bảo trì tăng theo tỷ số lạm phát.
- Tỷ giá bảo trì tụ bù ứng động (mS) giống với tụ bù cố định. Vì tiền bảo trì này
cao hơn nên nó được để riêng.
- Giả sử CAPO đang tính toán lắp đặt tụ bù thứ n, độ lớn sF. Tất cả các nút hợp lệ
trong lưới điện được xem xét để tìm vị trí đặt tụ bù sao cho số tiền tiết kiệm được là lớn
nhất: giả sử công suất thực tiết kiệm được là xP (kW) và công suất phản kháng tiết kiệm
được là xQ (kVAr). Năng lượng tiết kiệm và quá trình bảo trì diễn ra trong một khoảng
thời gian, vì vậy chúng ta sử dụng một đại lượng thời gian tương đương, gọi là Ne:
nN
n = 1
1+iNe =
1+r
;
Như vậy giá trị của năng lượng tiết kiệm được là :
Saving (sF) = 8760. Ne . (xP . cP + xQ . cQ)
Giá trị của chi phí mua tụ bù là:
Cost (F) = sF . (cF + Ne . mF)
Nếu tiền tiết kiệm được lớn hơn chi phí, CAPO sẽ xem xét đến tụ bù thứ (n+1),
nếu tiền tiết kiệm được nhỏ hơn thì CAPO bỏ qua tụ bù thứ n và ngừng tính toán.
63
Hình 3.24: Lưu đồ thuật toán tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù
3.3. Ví dụ minh họa:
Căn cứ theo số liệu đo tải và sản lượng điện thương phẩm, sản lượng điện nhận
đầu nguồn các phát tuyến trung áp của tháng 5/2015 để tính toán tổn thất của tuyến
trung áp 475-VL bằng 2 phần mềm CMIS và PSS/ADEPT nhằm phân tích và so sánh
đánh giá kết quả đạt được.
3.3.1. Tính toán tổn thất trên tuyến trung áp 475-VL bằng chương trình CMIS:
Kết quả ghi chỉ số công tơ của đầu xuất tuyến, trạm biếp áp công cộng và các
khách hàng thuộc tuyến trung áp 475-VL đã được cập nhật đầy đủ vào phần mềm.
Thực hiện tính toán tổn thất điện năng qua các bước :
a-Bước 1: Xây dựng cây tổn thất của tuyến trung áp 475-VL, tức là phải nhập đầy đủ
mã công tơ của tất cả các điểm đo trên tuyến 475-VL.
Chọn đồ thị phụ tải cần tính toán và đặt dung
lượng định mức tụ cần lắp đặt cho mỗi cụm
Tính phân bố công suất và
kiểm tra điện áp tại các nút
Tính dung lượng bù cần lắp
đặt tại các nút
Kết quả
So sánh dung lượng bù
tính ra tại tất các các điểm
nút thỏa mãn điều kiện :
. Saving (sF) > Cos (F)
. Ui < U giới hạn trên i
Yes
No
64
Hình 3.25: Màn hình giao diện xây dựng cây tổn thất trong CMIS
b-Bước 2: Nhập chỉ số công tơ đầu nguồn, trạm công cộng và tất cả các điểm đo bán
điện cho khách hàng.
Hình 3.26: Màn hình giao diện nhập chỉ số công tơ
65
c-Bước 3: Tính toán sản lượng đầu nguồn và thương phẩm trong thư mục “Tổng hợp dự
liệu”.
Hình 3.27: Màn hình giao diện tính sản lượng đầu nguồn và thương phẩm
d-Bước 4: Xuất kết quả tính toán.
Bảng 3.2: Kết quả tính toán tổn thất trên tuyến 475-VL bằng CMIS
Tên Lộ đường
dây
Đầu nguồn
(kWh) Thương phẩm (kWh) Tổn thất
Nhận Tổng Bán tổng Bán lẻ kWh %
Xuất tuyến 475 2.432.600 2.348.776 572.190 1.776.586 83.824 3,45
3.3.2. Tính toán tổn thất trên tuyến trung áp 475-VL bằng chương trình
PSS/ADEPT:
Kết quả đo tải đầu cuối nguồn của đường trục và các nhánh rẽ, TBA thuộc tuyến
trung áp 475-VL đã được cập nhật đầy đủ vào phần mềm.
Thực hiện tính toán tổn thất điện năng qua các bước:
a-Bước 1: Mô phỏng sơ đồ đơn tuyến
Tính sản lượng đầu
nguồn và thương phẩm
66
Hình 3.28: Sơ đồ tuyến trung áp 475-VL đã được mô phỏng
b-Bước 2: Chọn thư mục network và chọn mục Lines để tính P và Q của phần đường
dây trung áp tại 3 thời điểm: Cao điểm (18h-22h), bình thường (6h-17h), thấp điểm
(22h-5h). Sau đó chọn mục Transformer để tính P và Q qua các MBA cũng tại 3 thời
điểm.
Hình 3.29: Màn hình giao diện để tính toán P và Q
67
c-Bước 3: Chuyển các kết quả tính P và Q ở bước 2 cả 3 thời điểm vào bảng tính sẽ
được kết quả tổn thất trên toàn tuyến.
Bảng 3.3: Kết quả tính toán tổn thất trên tuyến 475-VL bằng PSS/ADEPT
Stt TRẠM
110kV
PHÁT
TUYẾN
CÔNG SUẤT VẬN HÀNH THỰC TẾ ĐẦU PHÁT TUYẾN
(Trung bình từ ngày 13 tháng 5 năm 2015)
18h00-21h00
(kW; kVAr)
06h00-17h00
(kW; kVAr)
22h00-05h00
(kW; kVAr)
P Q P Q P Q
(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9)
1 Vĩnh
Long
475 3.532,5
485,0
3.940,0
636,7
2.510,0 131,3
TỔNG
CỘNG
3.532,5
485,0
3.940,0
636,7
2.510,0
131,3
Stt TRẠM
110kV
PHÁT
TUYẾN
CÔNG SUẤT ĐẦU PHÁT TUYẾN MÔ PHỎNG TỪ
PSS/ADEPT
18h00-21h00
(kW; kVAr)
06h00-17h00
(kW; kVAr)
22h00-05h00
(kW; kVAr)
P Q P Q P Q
(1) (2) (3) (10) (11) (12) (13) (14) (15)
1 Vĩnh
Long
475 3.529,4
969,7
3.937,4
1.203,9
2.508,7
573,7
TỔNG
CỘNG
3.529,4
969,7
3.937,4
1.203,9
2.508,7
573,7
TỔN THẤT TRÊN ĐƯỜNG DÂY
TRUNG ÁP
(Không tính tổn thất MBA)
TỔN THẤT TBA
TỔNG
TỔN
THẤT P
(kW)
P (kW) cđ
P (kW)
bt
P (kW)
td % Pk
P (kW) cđ
P (kW)
bt
P (kW)
td Po %
t 1 t 2 t 3 t 1 t 2 t 3
(16) (17) (18) (19) (20) (21) (22) (23) (24) (25) (26) (28)
17,53
17,9
23,22
8,81
0,52
23,4
36,02
25,90
13,46
17,40
1,20
17,53
0,52
23,44
36,02
25,90
13,46
17,40
1,20 1,720
68
Nhận xét:
Kết quả tính toán tổn thất trên cùng một tuyến trung áp 457-VL bằng hai phần
mềm là khác nhau với những nguyên nhân sau:
- Đối với phần mềm CMIS kết quả tổn thất là 3,45% đây là tổn thất tổng gồm tổn
thất trên đường dây trung áp, TBA, hạ áp, nhánh rẽ khách hàng trước công tơ và tổn thất
phi kỹ thuật.
- Đối với phần mềm PSS/ADEPT kết quả tổn thất là 1,72% đây chỉ là tổn thất trên
đường dây trung áp và TBA, chưa tính được tổn thất phần hạ áp vì hiện Điện lực chưa
cập nhật đầy đủ các thông số của đường dây hạ áp và nhánh rẽ khách hàng trước công
tơ.
- Kết hợp kết quả tính toán của hai phần mềm sẽ biết được tổn thất trên lưới hạ áp,
nhánh rẽ khách hàng và tổn thất phi kỹ thuật của tuyến 475-VL là:
3,45% - 1,72% = 1,73%.
Tóm tắt chương 3: Nếu sử dụng cả hai phần mềm CMIS và PSS/ADEPT sẽ phân tích
được các thành phần tổn thất điện năng trên lưới trung áp và hạ áp tương đối sát với
thực tế. Qua kết quả phân tích tổn thất điện năng bằng các phần mềm ở chương 3 sẽ là
cơ sở dữ liệu tin cậy để đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng ở chương 4.
69
CHƯƠNG 4:
CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI
ĐIỆN CỦA ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ VĨNH LONG
4. 1. Mục tiêu định hướng giảm tổn thất điện năng của Điện lực Thành phố
Vĩnh Long:
Thực hiện theo văn bản chỉ đạo số 968 /EVN-KTSX ngày 18/3/2015 của Tập đoàn
Điện lực Việt Nam (EVN), về việc đánh giá kết quả giảm tổn thất điện năng (TTĐN)
2013-2014, thực hiện kế hoạch giảm tổn thất 2015 và xây dựng chương trình giảm
TTĐN 2016-2020, trong đó mục tiêu giảm TTĐN 2015 toàn EVN đạt 8% theo chỉ đạo
của Thủ tướng Chính phủ và giai đoạn 2016 - 2020 TTĐN toàn EVN đạt dưới 6,5%.
Căn cứ theo chương trình giảm TTĐN năm 2015 và giai đoạn 2016-2020 của
Tổng công ty Điện lực Miền Nam, Công ty Điện lực Vĩnh Long, Điện lực Thành phố
Vĩnh Long cần xây dựng cụ thể mục tiêu và định hướng các giải pháp giảm TTĐN năm
2015 và giai đoạn 2016-2020 như sau:
4.1.1. Mục tiêu:
- Thực hiện tổn thất năm 2015 đạt 3,52% giảm 0,04% so với thực hiện năm 2014
là 3,56%.
- Giai đoạn 2016–2020 tổn thất điện năng phải đạt dưới 3,2%.
4.1.2. Định hướng:
Trước mắt năm 2015 và giai đoạn 2016 – 2020, Điện lực TP Vĩnh Long cần phải
tập trung vào một số định hướng lớn như sau:
- Về quản lý kỹ thuật vận hành: Tập trung xử lý quá tải, điện áp thấp, mất cân
bằng pha ở các cấp điện áp. Giám sát chặt chẽ tình trạng hoạt động của các tụ bù, mở
rộng dần phương pháp bù ứng động, xử lý ngay các đàn tụ bù hư hỏng. Sử dụng vật tư
có độ tin cậy cao và giảm đến mức thấp nhất sự số trên lưới điện.
- Về quản lý kinh doanh: Tăng cường công tác quản lý hệ thống đo đếm (TU, TI,
công tơ…), bao gồm việc kiểm định, thay thế định kỳ, thay thế hư hỏng kịp thời, ghi chỉ
70
số công tơ đúng lịch trình. Tiếp tục tăng cường công tác kiểm tra sử dụng điện và phối
hợp chặt chẽ với cơ quan chức năng xử lý nghiêm các trường hợp vi phạm để răn đe,
đồng thời mở rộng nhiều kênh tuyên truyền nhằm ngăn chặn vi phạm sử dụng điện.
- Về đầu tư xây dựng: Hàng năm sử dụng vốn xây dựng cơ bản, vốn sửa chữa lớn,
vốn khác… phải ưu tiên cho các dự án về giảm TTĐN. Kiểm soát chặt chẽ vật tư sử
dụng cho công trình phải đảm bảo tốt về đặc tính kỹ thuật và đáp ứng cho mục tiêu
giảm tổn thất điện năng.
- Về công nghệ mới: Trang bị công nghệ bảo dưỡng, sửa chữa không cắt điện (hot-
line). Mở rộng công nghệ đo, ghi từ xa, thay thế dần công tơ cơ bằng công tơ điện tử…
- Về quản lý: Lãnh đạo Điện lực phải quán triệt đến toàn thể cán bộ công nhân
viên tinh thần giảm TTĐN là nhiệm vụ hàng đầu nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất kinh
doanh, giảm chi phí, tăng doanh thu cho đơn vị. Điện lực cần nâng cao trách nhiệm của
Ban chỉ đạo giảm TTĐN, duy trì họp kiểm điểm công tác giảm TTĐN hàng tháng, quý,
sáu tháng để rút kinh nghiệm và khắc phục kịp thời những khó khăn, vướng mắc trong
công tác điều hành giảm TTĐN.
4. 2. Cơ sở để đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện năng:
Căn cứ theo mục tiêu giảm TTĐN của Điện lực TP Vĩnh Long năm 2015 đạt
3,52% và giai đoạn 2016-2020 đạt 3,2%, như vậy hàng năm TTĐN phải giảm 0,064%.
Hiện tại, tổn thất điện năng trên lưới thuộc Điện lực TP Vĩnh Long đã là con số quá
thấp, gần như tiệm cận với tổn thất kỹ thuật, do đó để hàng năm TTĐN giảm 0,064%
phải thực hiện đồng bộ nhiều giải pháp.
Giảm tổn thất điện năng mang lại hiệu quả kinh tế vô cùng to lớn như:
- Giảm chi phí cho doanh nghiệp. Ví dụ năm 2014 TTĐN giảm 0,06% so với năm
2013, với điện thương phẩm của năm 2014 là 278 triệu kWh và giá mua điện nội bộ
Công ty Điện lực Vĩnh Long giao là 1.433,63 đ/kWh, như vậy năm 2014 Điện lực TP
Vĩnh Long đã tiết kiệm chi phí từ giảm TTĐN là: 278 triệu kWh x 0,06% x 1.433,63
đ/kWh = 239 triệu đồng.
71
- Sản lượng điện tiết kiệm được từ công tác giảm TTĐN sẽ cung cấp một phần cho
các nhà máy sản xuất, phụ tải kinh doanh dịch vụ và hộ sinh hoạt…trong khi nguồn
điện của Việt Nam chưa đáp ứng đủ cho nhu cầu phát triển phụ tải.
- Thực hiện tốt công tác giảm TTĐN sẽ góp phần giảm giá thành kWh điện, từ đó sẽ
kích thích nền kinh tế phát triển.
4. 3. Các giải pháp kỹ thuật:
Căn cứ theo số liệu tính toán ở bảng 3.3 thì tổn thất trên lưới trung áp và lưới hạ
áp là tương đương nhau và hầu như là tổn thất kỹ thuật và xấp xỉ 3,45% đây là mức tổn
thất thấp, do đó để giảm TTĐN 0,065%/năm phải tập trung đồng bộ nhiều giải pháp kỹ
thuật, với chi phí đầu tư lớn. Sau đây là một số giải pháp chính:
4.3.1. Bù công suất phản kháng:
4.3.1.1. Tính dung lượng bù theo hệ số công suất :
- Công suất phản kháng được tiêu thụ ở động cơ không đồng bộ, máy biến áp và
mọi nơi có từ trường.
+ Động cơ không đồng bộ: Tiêu thụ khoảng 60 - 65% tổng công suất phản kháng
truyền tải trong lưới điện.
+ Máy biến áp: Tiêu thụ khoảng 20 - 25% tổng công suất phản kháng truyền tải
trong lưới điện.
+ Đường dây trên không, điện kháng và các thiết bị khác tiêu thụ khoảng 10%
tổng công suất phản kháng truyền tải.
- Công suất phản kháng nó không sinh công, nhưng cũng không thể thiếu vì công
suất phản kháng Q là công suất từ hóa và tạo ra từ thông tản trong máy điện xoay chiều.
- Hệ số công suất Cos dùng để biểu diễn mối liên hệ giữa các dạng công suất
của hệ thống điện P, Q, S thông qua góc lệch pha giữa điện áp và dòng điện. Mối quan
hệ giữa các đại lượng được tính theo công thức sau:
)2Q 2(P
P
S
PCos
(4.1)
Trong đó:
72
- P (W, kW): Là công suất tác dụng được biến thành công hữu ích như cơ
năng, quang năng, nhiệt năng.
- Q (VAr, kVAr): Là công suất phản kháng dùng để từ hóa và tạo ra từ thông tản
trong các máy điện xoay chiều, công suất phản kháng không sinh công.
- S (VA, kVA): Là công suất biểu kiến dùng để biểu thị mối liên hệ giữa P và Q.
Từ những phân tích trên để giảm tổn thất công suất trên đường dây, ta có thể giảm
lượng công suất phản kháng hoặc công suất tác dụng truyền tải trên đường dây. Nhưng
lượng công suất tác dụng phụ thuộc vào nhu cầu phụ tải không thay đổi được, nên ta chỉ có
thể giảm lượng công suất phản kháng trên đường dây.
Tổn thất công suất tác dụng được xác định theo công thức:
R x 2U
2Q2PΔP
(4.2)
Khi giảm được lượng công suất phản kháng truyền tải trên đường dây sẽ giảm
được lượng tổn thất công suất do công suất phản kháng gây ra. Đồng thời dễ dàng dùng
các thiết bị bù để cung cấp công suất phản kháng ngay tại trung tâm phụ tải.
Thiết bị bù:
Để bù công suất phản kháng, ta có thể sử dụng tụ bù tĩnh điện hoặc máy bù đồng
bộ. Ưu khuyết điểm của hai loại thiết bị này được giới thiệu trong bảng sau:
Bảng 4.1: So sánh đặc tính kinh tế - kỹ thuật của máy bù và tụ bù
Máy bù đồng bộ Tụ bù
Lắp ráp, vận hành, sửa chữa phức tạp, dễ
gây sự cố ở phần quay.
Chế tạo đơn giản, vận hành, sửa chữa đơn
giản.
Giá thành đắt. Giá thành rẻ.
Tiêu thụ nhiều điện năng, ∆P=5%Qb Tiêu thụ ít điện năng, ∆P=(2÷5)%Qb
Tiếng ồn lớn Yên tĩnh
Chỉ chế tạo máy bù công suất lớn từ
5MVAr trở lên
Có thể chế tạo bình tụ công suất nhỏ từ
10kVAr trở lên.
73
Mặt khác, với ưu điểm là nhỏ gọn dễ dàng lắp đặt, vận hành đơn giản, độ tin cậy
cao nên có thể phân ra nhiều bộ rải rác trên lưới không cần người trông nom vận hành
nên có thể bù sâu hơn.
Từ những ưu, nhược điểm trên cần quyết định lắp tụ bù để bù công suất phản
kháng nâng cao hệ số công suất.
Khi đó dung lượng tụ bù cần lắp được tính theo công thức sau:
(kVAr) ) tan- (tan PQ21bu
(4.3)
Trong đó:
P : Phụ tải tác dụng của trạm biến áp phụ tải (kW)
: Hệ số công suất trước khi bù.
: Hệ số công suất mong muốn sau khi bù.
Công thức (4.3) để áp dụng tính toán bù công suất phản kháng theo điều kiện
cos yêu cầu.
Ví dụ : Tính hệ số công suất của tuyến 476-VLg lúc 17g, ngày 28/5/2015 có Pmax
= 13,1MW và Q = 2,1MVAr, theo công thức (4.1) ta có :
9874,0
)22,1 2(13,1
13,1
S
PCos
4.3.1.2. Tính dung lượng bù theo phần mềm đọc trực tuyến Appmeter -
Shortent:
Phần mềm Appmeter–Shortent là phần mềm đọc trực tiếp các thông số từ TBA
110kV theo từng giờ, trong đó thể hiện rất nhiều thông số vận hành như: Điện áp (U),
dòng điện trên các pha (I), công suất tác dụng (P), công suất phản kháng (Q), hệ số công
suất (cosφ)…
74
Hình 4.1: Màn hình giao diện đọc thông số vận hành của phần mềm Appmeter – Shortent
Ví dụ: Hệ số công suất của tuyến 476-VLg lúc 17g, ngày 28/5/2015 có Pmax =
13,1MW và Q = 2,1MVAr, đọc trực tiếp trên phần mềm là cosφ = 0,99 kết quả tương
đương như cách tính theo công thức (4.1).
4.3.1.3. Giải pháp bù năm 2015 và giai đoạn 2016-2020:
a. Bù trên lưới trung áp:
Căn cứ theo thông số đọc thực tế bằng phần mềm Appmeter – Shortent trong ngày
thì lượng công suất phản kháng cao nhất (Qmax) trên lưới trung áp của 2 TBA 110kV
Vĩnh Long gồm máy T1 và T2 như sau:
75
Hình 4.2: Màn hình giao diện đọc thông số vận hành MBA110kV T1- Vĩnh Long
76
Hình 4.3: Màn hình giao diện đọc thông số vận hành MBA110kV T2- Vĩnh Long
Như vậy, trong ngày tại thời điểm công suất tác dụng cực tại (Pmax), thì công suất
phản kháng trên lưới trung áp của Điện lực TP Vĩnh Long là: 1,4 + 3,22 = 4,62 MVAr,
đây là lượng công suất phản kháng cần phải bù trên lưới trung áp bằng tụ bù ứng động.
Trong năm 2015, Điện lực TP Vĩnh Long đã được Công ty Điện lực Vĩnh Long
thống nhất đưa vào kế hoạch lắp 6 bộ tụ bù ứng động trung áp trên các phát tuyến có
dung lượng 3x200 kVAr/bộ, với tổng dung lượng bù là 3,6 MVAr đạt 77,92% dung
lượng cần bù. Trong 6 tháng đầu năm Công ty đã cấp và Điện lực lắp đặt được 2 bộ tụ
bù ứng động với dung lượng 1,2 MVAr trên tuyến 476 -VLg và 479 – VLg.
Hiện tại, các tuyến trung áp đều có tiết diện dây dẫn là AC240 hoặc AC185, nên
giai đoạn 2016–2020 Điện lực không có kế hoạch nâng cấp tiết diện dây dẫn.
Do đó dung lượng bù hàng năm sẽ tăng theo tỉ lệ phát triển phụ tải. Từ đó, có thể đề
xuất dung lượng lắp đặt tụ bù hàng năm theo bảng 4.2 như sau:
77
Bảng 4.2 : Dung lượng bù trung áp năm 2015 và giai đoạn 2016-2020
2015 2016 2017 2018 2019 2020
Tỉ lệ tăng tải (%) 7,5 9,0 9,0 11,0 11,0 11,0
Dung lượng bù (MVAr) 4,62 5,54 5,54 6,78 6,78 6,78
b. Bù trên lưới hạ áp:
Hiện nay, tại Điện lực TP Vĩnh Long đang lắp tụ bù trên lưới hạ áp để nâng hệ số
công suất cosφ từ nhỏ hơn 0,95 lên trên 0,96. Loại đang sử dụng là tụ bù ứng động hạ
áp 3 pha lắp tại TBA có dung lượng 40kVAr , 60kVAr, 80kVAr… và tụ bù cố định lắp
trên đường dây hạ áp có lượng phù hợp, loại 1 pha có 2,5kVAr, 5kVAr; loại 3 pha có
5kVAr, 10kVAr.
Ví dụ: Tính dung lượng bù lắp đặt cho đường dây hạ áp thuộc một số TBA (Phụ lục 2).
Tính dung lượng bù lắp đặt cho đường dây trung áp TBA 3 pha Sân Vận Động 2
- Công suất S = 3x50kVA.
- Phụ tải giờ cao điểm: I = 190 – 234 - 215 (A) Itb= 213A
- Phụ tải giờ thấp điểm (1/3 Imax): I = 63,33 – 78 - 71,67 (A)Itbmin= 71A
- Cosφ = 0,88 - 0,91 - 0,92 Cosφtb= 0,9.
- Yêu cầu cải thiện hệ số công suất Cosφyc = 0,99.
Tính:
- Công suất phản kháng trước khi bù:
tbtbtb CosIUPQ tan3tan minmin1
)(65,20tan9,071226,031 kVArQ tb
- Công suất phản kháng theo Cosφyc = 0,99 :
ycycyc CosIUPQ tan3tan minmin2
)(79,6tan99,071226,032 kVArQ yc
- Công suất phản kháng cần bù:
)(86,1379,665,2012 kVArQQQbu
Chọn dung lượng bù cố định loại 3 pha 10kVAr.
- Hệ số công suất (Cosφ’ ) sau khi lắp tụ bù cố định 10kVAr:
78
2458,0
9,071226,03
1065,20'tan'tan'
min
1min1
xxxP
QPQ tbtb
Suy ra: cos tb' = 0,97
Như vậy: Sau khi lắp bộ tụ bù cố định 3 pha 10kVAr thì hệ số công suất sẽ nâng
từ 0,9 lên 0,97.
Trong năm 2015 Điện lực TP Vĩnh Long đã lắp đặt trên đường dây hạ áp của
70TBA gồm 130 tụ bù cố định 1 pha và 3 pha, với tổng dung lượng là 505 kVAr (Phụ
lục 3).
Giai đoạn 2016–2017 sẽ tiếp tục lắp tụ bù 1 pha và 3 pha trên đường dây hạ áp của
210 TBA, với 358 tụ và tổng dung lượng là 1.520 kVAr (Phụ lục 4, Phụ lục 5 ).
Đối với khách hàng sử dụng điện có công suất lớn sẽ tuyên truyền và vận động
khách hàng thực hiện theo Thông tư số 15/2014/TT-BCT ngày 28/5/2014 Quy định về
mua, bán công suất phản kháng, tức là khách hàng sử dụng điện có công suất ≥ 40kW,
nếu hệ số công suất của phụ tải < 0,9 thì khách hàng phải mua công suất phản kháng.
Do đó cần phải thuyết phục khách lắp tụ bù hạ áp để nâng hệ số công suất lớn hơn 0,9.
Các năm tiếp theo sẽ căn cứ theo hệ số công suất của từng TBA để tính toán lắp
đặt dung lượng bù phù hợp.
4.3.2. Đặt đầu phân áp hợp lý tại các TBA:
Căn cứ theo Luật Điện lực khi bán điện cho khách hàng phải đảm bảo điện áp tại
nhà khách hàng là 220V (1 pha) và 380V (3 pha). Đồng thời tiêu chuẩn chọn tiết diện
dây dẫn phải đáp ứng điều kiện khi phụ tải max thì sụt áp tại cuối đường dây phải ≤ 5%.
Từ đó tính được điện áp tại TBA giờ thấp điểm (phụ tải min) là:
- Đối với TBA 1 pha: 220V x (100% + 5%) = 231 V
- Đối với TBA 3 pha: 380V x (100% + 5%) = 400 V (điện áp dây)
Tóm lại: TBA phân phối vận hành tối ưu và đảm bảo giảm tổn thất điện năng thì
phải điều chỉnh đầu phân áp của MBA để điện áp tại các TBA giờ thấp điểm đạt 231V
đối với TBA 1 pha và 231V/400V đối với TBA 3 pha.
79
4.3.3. Bố trí mạch vòng hợp lý trên lưới 22kV:
Hiện trạng các tuyến trung áp cung cấp điện thuộc địa bàn quản lý của Điện lực
TP Vĩnh Long phần lớn là vận hành hình tia, chỉ có 2 tuyến 476-VLg và 478-VLg là
vận hành khép mạch vòng để cấp điện cho Khu công nghiệp Hòa Phú. Tuy nhiên, các
tuyến trung áp đều có khả năng chuyển tải điện qua lại khi công tác hoặc xử lý sự cố.
Lưới điện trung áp vận hành mạch vòng có ưu điểm trong công tác giảm tổn thất
điện năng là sẽ chia phụ tải từ tuyến có phụ tải cao sang tuyến có phụ tải thấp nếu 2
tuyến có cùng tiết diện hoặc tuyến phụ tải thấp có tiết diện lớn hơn. Tuy nhiên, để khép
kín được mạch vòng giữa 2 tuyến, thì 2 tuyến này phải đồng vị pha và điện áp chênh
lệch ≤5%.
Hiện tại TBA 110kV-2x40MVA Vĩnh Long cùng Nhà sản xuất là Đông Anh,
cùng tổ đấu dây nên đủ điều kiện vận hành song song (khép vòng 2 thanh cái 22kV).
Tuy nhiên hiện nay đang vận hành độc lập.
Hai MBA 110kV đang đồng vị pha, do đó các tuyến trung áp lấy nguồn từ TBA
110kV–Vĩnh Long đều có khả năng khép mạch vòng với nhau nếu đảm bảo đủ điều
kiện tại vị trí khép vòng điện áp chênh lệch ≤5%.
4.3.3.1. Phương án khép vòng khi 2 MBA 110kV–40MVA vận hành độc
lập:
Trong trường hợp này chỉ có những tuyến trung áp trên cùng một thanh cái mới
có thể khép mạch vòng.
a. Phương án khép vòng của các tuyến trung áp thuộc thanh cái C41:
Bảng 4.3: Tỉ lệ mang tải của các tuyến trung áp thuộc thanh cái C41
Tuyến trung áp 471 473 475 477 479
Loại dây dẫn AsXV185 Dự phòng AC240 Dự phòng AC240
Dòng định
mức(A)
505 // 610 // 610
Dòng tải (A) 130 // 122 // 316
Tỉ lệ mang tải (%) 25,74 // 20 // 51,80
80
Hình 4.4: Phương án khép mạch vòng các tuyến trung áp thuộc thanh cái C41
Tóm lại:
- Tuyến 471-VLg đủ điều kiện vận hành khép mạch vòng với tuyến 475-VLg qua
LBS Hùng Vương.
- Tuyến 471-VLg đủ điều kiện vận hành khép mạch vòng với tuyến 479-VLg qua
REC Hùng Vương.
b. Phương án khép vòng của các tuyến trung áp thuộc thanh cái C42:
Bảng 4.4: Tỉ lệ mang tải của các tuyến trung áp thuộc thanh cái C42
Tuyến trung áp 472 474 476 478 480
Loại dây dẫn AC185 AC240 AC240 AC185 AsXV185
Dòng định
mức(A)
510 610 610 510 505
Dòng tải (A) 201 67 324 270 205
Tỉ lệ mang tải (%) 39,41 10,98 53,11 52,94 40,59
471
475
479
LBS Hùng Vương
REC Đồng Quê
81
Hình 4.5: Phương án khép mạch vòng các tuyến trung áp thuộc thanh cái C42
Tóm lại:
- Tuyến 474-VLg đủ điều kiện vận hành khép mạch vòng với tuyến 480-VLg qua
LBS Tân Ngãi.
- Tuyến 476-VLg đủ điều kiện vận hành khép mạch vòng với tuyến 478-VLg qua
REC KCN Hòa Phú (đang đóng).
- Tuyến 476-VLg có khả năng vận hành khép mạch vòng với tuyến 480-VLg, với
điều kiện thay 3LBFCO Vòng xoay Tân Hạnh bằng LBS.
4.3.3.2. Phương án khép vòng khi 2 MBA 110kV–40MVA vận hành song song:
Trong trường hợp này thì những tuyến trung áp trên 2 thanh cái cũng có thể khép
mạch vòng. Ngoài các phương án khép mạch vòng tại mục 4.3.3.1 thì có thể khép vòng
thêm một số tuyến trung áp như sau:
478 476
480
REC KCN Hòa Phú
LBS Tân Ngãi 474
LBS
Vòng
xoay
Tân
Hạnh
(lắp
mới)
82
Hình 4.6: Phương án khép mạch vòng các tuyến trung áp thanh cái C41 và C42
Tóm lại:
- Tuyến 471-VLg đủ điều kiện vận hành khép mạch vòng với tuyến 472-VLg qua
LBS Bạch Đàn, với tuyến 474-VLg qua LBS Tân Bình sau khi thay LBFCO thành LBS
và với tuyến 480-VLg qua LBS Sa Đéc.
- Tuyến 472-VLg đủ điều kiện vận hành khép mạch vòng với tuyến 479-VLg qua
LBS Đình Khao hoặc LBS Cầu Lầu sau khi thay LBFCO Cầu Lầu bằng LBS. Đồng
thời cũng đủ điều kiện vận hành khép mạch vòng với tuyến 475-VLg qua LBS 2/9.
4.3.4. Xây dựng hạ tầng vận hành tiên tiến:
Xây dựng hệ thống vận hành lưới điện thông minh (MINI-SCADA) cũng là giải
pháp quan trọng trong công tác giảm tổn điện năng, bởi vì lúc đó chúng ta có thể điều
khiển các thiết bị đóng cắt phân đoạn từ phòng điều khiển của Điện lực, cô lập vùng sự
cố nhanh, phạm vi mất điện ít, từ đó nâng cao được độ tin cậy cung cấp điện. Đồng thời
chúng ta cũng kiểm soát được các thông số vận hành của đường dây và TBA từ đó sẽ
phát hiện và có giải pháp kịp thời để xử lý sụt áp, mất cân bằng pha…
Để từng bước xây dựng lưới điện thông minh, Điện lực TP Vĩnh Long cần xây
dựng kế hoạch dài hạn để đầu tư thiết bị, công nghệ cho công tác này, cụ thể như sau:
LBS Bạch đàn LBS Đình Khao 471
480
479
475 474
472 LBS Cầu Lầu (lắp mới)
LBS Sa Đéc LBS Tân Bình (lắp mới) LBS 2/9
83
- Xây dựng mạng cáp quang kết nối giữa các REC trên lưới điện, thay dần các
LBS bằng REC để xây dựng mạng MINI-SCADA, dự kiến hoàn thành đến năm 2017.
- Thay công tơ cơ tổng tại các TBA công cộng bằng công tơ điện tử và được kết
nối qua modem để truyền thông số vận hành (U, I, P, Q, cosφ…) về phòng điều khiển
Điện lực. Trong năm 2015 Điện lực TP Vĩnh Long đã có kế hoạch lắp 60TBA, các TBA
còn lại sẽ hoàn thành đến năm 2018.
- Thay các công tơ cơ đang bán điện cho khách hàng bằng công tơ điện tử, hiện
nay Điện lực TP Vĩnh Long đã thay được 14.450 công tơ/54.800 công tơ đạt 26,37%,
sáu tháng cuối năm 2015 tiếp tục thay 7.000 công tơ, nâng tổng số công tơ điện tử trên
lưới là 21.450 công tơ, đạt 39,14%, số lượng còn lại sẽ hoàn thành đến 2018.
Như vậy, nếu nguồn vốn và kế hoạch thực hiện không trở ngại thì đến cuối năm
2018 Điện lực TP Vĩnh Long sẽ có một cơ sở hạ tầng vận hành tiến tiến và tiến dần đến
chuẩn lưới điện thông minh.
4.3.5. Sửa chữa, cải tạo và xây dựng mới lưới điện:
Hàng năm, Điện lực TP Vĩnh Long được Công ty Điện lực Vĩnh Long phân bổ
nguồn vốn sửa chữa lớn và đầu tư xây dựng để cải tạo, sửa chữa và xây dựng mới lưới
điện, nhằm hai mục tiêu chính là giảm sự cố và giảm tổn thất.
4.3.5.1. Tiêu chí sử dụng nguồn vốn sửa chữa lớn:
Do nguồn vốn sửa chữa lớn hàng năm rất giới hạn, vì vậy Điện lực TP Vĩnh Long
đưa ra tiêu chí sửa chữa, cải tạo lưới điện hiện hữu nhằm mục đích giảm sự cố và giảm
tổn thất như: Bọc cách điện lưới trung áp, nâng công suất TBA quá tải, nâng tiết điện
dây dẫn hạ áp, sửa chữa các nhánh hạ áp xuống cấp…
- Năm 2014: Điện lực đã thay thế 1 LBS bằng REC, lắp 6LTD, nâng công suất
2TBA từ 212,5kVA lên 470kVA, thay cáp xuất tuyến 7 TBA, lắp 1 dàn tự bù ứng động
trung áp, tăng cường tiết diện cho 2.989m đường dây hạ áp, bổ sung 20 bộ tiếp địa lặp
lại..., với tổng chi phí là 726 triệu đồng.
- Năm 2015: Bọc cách điện đường dây trung áp 10,8km, tăng cường tiết diện
1,28km đường dây hạ áp, sơn lại số trụ trung và hạ áp 13.239 trụ, với tổng chi phí 5.172
triệu đồng.
84
4.3.5.2. Tiêu chí sử dụng nguồn vốn đầu tư xây dựng:
Nguồn vốn đầu tư xây dựng hàng năm rất ít, vì vậy Điện lực TP Vĩnh Long đưa ra
tiêu chí đầu tư nhằm mục đích giảm sự cố và giảm tổn thất như: Đầu tư đường dây trung
áp và TBA để chống quá tải, cấy TBA và tách lưới hạ áp để rút ngắn bán kính cấp điện
nhằm mục đích giảm tổn thất điện năng, kéo mới trục hạ áp để cấp điện cho một số cụm
dân mới phát sinh…
- Năm 2014: Điện lực TP Vĩnh Long đầu tư 2 công trình.
+ Công trình 1: Cải tạo, nâng cấp các đường dây hạ áp và TBA khu vực Điện lực
TP Vĩnh Long năm 2014. Khối lượng xây dựng lắp mới và nâng công suất 7 TBA 3 pha
tổng dung lượng 3.650kVA, xây dựng mới 4.554m đường dây hạ áp 3 pha. Tổng vốn
đầu tư là 1.224 triệu đồng.
+ Công trình 2: Đường dây trung hạ áp và TBA 400kVA cấp điện cho đường
Trần Đại Nghĩa (đường mới được xây dựng). Khối lượng xây dựng 203m đường dây
trung áp 3 pha, 1 TBA 400kVA, xây lắp 2.333m đường dây hạ áp 3 pha. Tổng vốn đầu
tư là 1.126 triệu đồng.
- Năm 2015: Xây dựng mới 206m đường dây trung áp 3 pha, 905m đường dây hạ
áp 3 pha, nâng công suất 1 TBA từ 37,5kVA lên 3x37,5kVA, với tổng chi phí là 735
triệu đồng.
4.3.5.3. Nguồn vốn đầu tư xây dựng khác:
Năm 2014, Điện lực TP Vĩnh Long được Tổng công ty Điện lực Miền Nam đầu
tư cải tạo lưới điện bằng nguồn vốn vay của Ngân hàng tái thiết Đức (KfW), với tiêu chí
cải tạo lưới điện tiếp nhận từ các tổ điện do dân đầu tư trước đây, hoặc cải tạo lưới điện
đang tiếp nhận để bán điện chính đến từng hộ dân. Khối lượng gồm: Xây dựng mới
0,371km đường dây trung áp 3 pha, xây dựng mới và cải tạo 1,948km đường dây trung
áp 1 pha và 11TBA với dung lượng 1.187,5kVA; đồng thời xây dựng mới và cải tạo
52,856km đường dây hạ áp, với tổng mức đầu từ là 30.000 triệu đồng, đã nghiệm thu
đóng điện hoàn thành vào cuối tháng 6/2015.
Giai đoạn 2016-2017, Tổng công ty Điện lực Miền Nam tiếp tục đầu tư bằng
nguồn vốn vay KfW để cải tạo lưới điện TP Vĩnh Long vừa hoàn thiện, vừa mỹ quan.
85
Khối lượng cải tạo gồm thay trụ và bọc 42,2km đường dây trung áp, với tổng mức đầu
tư là 27.452 triệu đồng.
Tóm lại: Nguồn vốn đầu tư cho lưới điện hàng năm phân bổ cho Điện lực TP
Vĩnh Long đều được sử dụng cho mục đích giảm sự cố và giảm tổn thất điện năng,
trong đó mục đích cho công tác giảm TTĐN chiếm tỉ trọng hơn 70%.
4. 4. Các giải pháp quản lý:
Điện lực phải nâng cao trách nhiệm của Tiểu ban Chỉ đạo giảm tổn thất điện
năng, do Giám đốc làm Trưởng tiểu ban, các Phó giám đốc là Phó tiểu ban, các trưởng
phòng, đội là thành viên, đồng thời thành lập tổ giúp việc cho tiểu ban chỉ đạo. Tiểu ban
và tổ giúp việc phải có quy chế làm việc rõ ràng, trong đó phân công nhiệm vụ cụ thể
cho từng thành viên. Hàng tháng phải họp tiểu ban để kiểm điểm công tác và kiểm điểm
trách nhiệm, đồng thời lập kế hoạch công tác cho tháng tiếp theo.
Điện lực TP Vĩnh Long cần chú trọng đến việc nâng cao trình độ, nghiệp vụ
chuyên môn cũng như ý thức trách nhiệm của cán bộ công nhân viên toàn Điện lực.
Thường xuyên mở lớp bồi dưỡng nghiệp vụ cho công nhân quản lý kinh doanh điện,
đảm bảo cho họ có đủ trình độ chuyên môn trong công tác kiểm tra, chống lấy cắp điện.
Thực hiện việc phân quyền ở các cấp quản lý khác nhau, do là một Điện lực nhỏ
nên mô hình quản lý trực tuyến hoàn toàn phù hợp. Nhưng bên cạnh đó cũng cần có
những thay đổi về việc quản lý kinh doanh điện năng, cụ thể:
- Đưa ra mô hình quản lý hợp lý, tạo tính minh bạch, rõ ràng trong công tác quản
lý kinh doanh.
- Phân công nhiệm vụ cho bộ phận hoặc cá nhân chịu trách nhiệm quản lý điện
từng khu vực, tạo tâm lý quan tâm đến công việc của mình.
- Nâng cao trình độ của những cán bộ quản lý như trưởng, phó các phòng, đội trực
tiếp thực hiện công tác kinh doanh.
4.4.1. Quản lý hệ thống đo đếm điện năng:
Để phục vụ công tác phân tích tổn thất cần quản lý tốt công tơ đầu nguồn, các
công tơ đầu tuyến đường dây, các công tơ ranh giới đo đếm giữa các Điện lực và công
tơ tổng các trạm biến áp, cần ghi chỉ số đúng lịch và đúng lộ trình. Từ đó sẽ tính toán
86
tổn thất cho các TBA công cộng một cách chính xác, giúp cho Điện lực nắm được TBA
nào có tổn thất cao để tập trung kiểm tra, xử lý giảm tổn thất điện năng.
Các hệ thống đo đếm bán điện qua các TBA của khách hàng phải được kiểm tra
bằng phương pháp đo kiểm chứng ít nhất là 1 quý/lần. Các công tơ bán điện từ TBA của
Điện lực ngoài mục đích sinh hoạt phải được kiểm tra 1 năm/lần.
Các công tơ phải được kiểm tra bằng mắt xem có hiện tượng bất thường không là
mỗi tháng 1 lần (kết hợp với ghi điện). Nếu bị kẹt, hư hỏng phải được thay thế kịp thời
và truy thu sản lượng tiêu thụ đúng quy định.
Công tơ phải được thay định kỳ 2 năm/lần đối với công tơ 3 pha và 5 năm/lần đối
với công tơ 1 pha. Hệ thống đo đếm trung áp TU, TI là 5 năm/ lần và TI hạ áp là 5
năm/lần.
Đối với các công tơ bán điện cho khách hàng có công suất lớn phải đọc dữ liệu
online hàng ngày để phân tích hiện tượng bất thường như: Tỉ số biến TU, TI suy yếu,
mất tín hiệu pha, phụ tải thay đổi đột biến… Từ đó giúp cho bộ phận giám sát điện năng
kiểm tra kịp thời và xử lý, cũng như phát hiện vi phạm sử dụng điện.
4.4.2. Quản lý thương mại:
Ghi chỉ số tại công tơ tổng các TBA và khách hàng của từng TBA theo lịch ghi
chỉ số cố định hàng tháng để không ảnh hưởng đến việc tính toán tổn thất điện năng
hàng tháng. Công tác ghi chỉ số phải có sự hoán đổi khu vực ghi của các nhân viên ghi
chi số với dịch vụ bán lẻ điện năng. Từ đó sẽ có sự giám sát lẫn nhau, tránh trường hợp
tự cho sản lượng, nhốt chỉ số, thông đồng với khách hàng thỏa thuận sản lượng điện tiêu
thụ…
Đẩy mạnh công tác lắp công tơ 3 giá, nhằm để khách hàng hạn chế tối đa việc sử
dụng điện giờ cao điểm, từ đó công suất tải trên dây dẫn giờ cao điểm sẽ giảm, sụt áp
trên đường dây giảm, kéo theo TTĐN giảm.
Tuyên truyền rộng rãi trên các phương tiện thông tin đại chúng về các vụ vi
phạm sử dụng điện của khách hàng, nhằm mục đích răn đe khách hàng, để từ đó không
có hành vi trộm cắp điện.
87
Tăng cường công tác thay công tơ cơ bằng công tơ điện tử để tăng độ chính xác
đo đếm, đồng thời tổn thất điện năng qua bản thân công tơ sẽ giảm.
Khi có công tơ đứng, cháy, bất thường phải thay ngay để tránh số ngày truy thu
kéo dài thì sản lượng điện truy thu lại sẽ không chính xác.
4. 5. Phương pháp đánh giá hiệu quả của các dự án đầu tư:
4.5.1. Quy đổi các chỉ tiêu kinh tế của dự án:
Đầu tư là sự hy sinh giá trị chắc chắn ở thời điểm hiện tại để đổi lấy giá trị lớn
hơn trong tương lai. Để đưa ra quyết định đầu tư dùng các tiêu chuẩn sau:
Giá trị hiện tại thuần (NPV): Là tổng lãi ròng của cả vòng đời của dự án có tính đến
lãi suất chiết khấu về năm hiện tại.
C - i) (1 x NPV
0t-
0
n
ttA
(4.4)
Trong đó:
tt
n
t
n
tt ixCA
)1()(B C - i) (1 x 0
t0t-
0
là tổng lãi trong năm n.
Bt : Dòng thu năm thứ t.
Ct : Dòng chi năm thứ t.
C0 : Chi phí đầu tư.
i: Hệ số chiết khấu (giảm giá)
Tỷ số lợi ích/ chi phí (B/C): Là tỷ số giữa giá trị hiện tại của lợi ích thu được với
giá trị hiện tại của chi phí bỏ ra.
)1(
)1(
C
B
0
0
n
t
tt
n
t
tt
ixC
ixB
PVC
PVB (4.5)
Tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR) : Biểu hiện bằng mức lãi suất mà nếu có dùng nó đề
quy đổi dòng tiền tệ của dự án thì giá trị hiện tại thực thu nhập bằng giá trị hiện tại thực chi
phí. IRR cho biết tỷ lệ lãi vay tối đa mà dự án có thể chịu đựng được.
Thời gian thu hồi vốn đầu tư (Thv): Cho biết thời gian thu hồi vốn của dự án và
dự án có thời gian hoàn vốn càng nhỏ càng tốt.
88
4.5.2. Các chỉ tiêu kinh tế thường dùng để đánh giá hiệu quả tài chính của dự
án:
Để đánh giá dự án đầu tư có hiệu quả hay không thông thường tính toán và kết
hợp cả 4 chỉ tiêu kinh tế để đánh giá dự án, cụ thể là:
Giá trị hiện tại thuần (NPV): Nếu dự án có NPV > 0 thì dự án đó khả thi.
Tỷ số lợi ích / chi phí (B/C) : Nếu dự án có B/C ≥ 1 thì dự án đó có hiệu quả về
mặt tài chính.
Tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR) : Nếu phải vay với lãi suất lớn hơn IRR thì dự án có
NPV nhỏ hơn 0, tức thua lỗ.
Thời gian thu hồi vốn đầu tư (Thv) : Thời gian hoàn vốn càng nhỏ càng tốt.
Trong 4 chỉ tiêu này, NPV là chỉ tiêu chính.
4.5.3. Ví dụ minh họa:
Đánh giá hiệu quả tài chính của công trình đầu tư xây dựng năm 2014: Cải tạo,
nâng cấp các đường dây hạ áp và TBA khu vực Điện lực TP Vĩnh Long năm 2014.
Khối lượng xây dựng lắp mới và nâng công suất 7 TBA 3 pha tổng dung lượng
3.650kVA, xây dựng mới 4.554m đường dây hạ áp 3 pha. Tổng vốn đầu tư là 1.224
triệu đồng.
- Mô tả dòng tiền của dự án:
Ước tính tuổi thọ của dự án là 5 năm và có hệ số chiết khấu là i = 10%/năm.
Dự án đầu tư bỏ tiền một lần vào năm thứ 0.
Tổng chi phí đầu tư: Cđt=1.224 Triệu đồng.
Bảng 4.5 : Sản lượng điện tăng của dự án sau khi hoàn thành (kWh)
STT Tên công trình đã đầu
tư
Sản
lượng
2013
Sản lượng
2014
Sản
lượng
tăng
Tỉ lệ
(%)
Sản
lượng
tiết kiệm
do giảm
tổn thất
1 Trạm Khóm 3- Phường 2
785.584
895.763
110.179
12,30
44.788
2 Trạm Phạm Thái Bường 2
355.338
398.763
43.425
10,89
35.889
89
3 Trạm Khóm 4- Phường 5
424.257
467.398
43.141
9,23
70.110
4 Trạm Chợ Cua
315.475
346.524
31.049
8,96
27.722
5 Trạm Cầu Kinh Cụt 2
219.070
241.532
22.462
9,30
16.907
6 Trạm Phú Thạnh 1
388.600
425.630
37.030
8,70
34.050
7 Trạm KDC Trường An
252.706
286.450
33.744
11,78
25.781
Tổng
2.741.030
3.062.060
321.030
10,17
255.247
Bảng 4.6 : Sản lượng điện dự kiến phát triển sau khi hoàn thành dự án (kWh)
STT Năm Sản lượng (kWh) Sản lượng phát triển
thêm (kWh)
0 2014 3.062.060 321.030
1 2015 3.383.090 338.309
2 2016 3.721.399 372.140
3 2017 4.093.538 409.354
4 2018 4.502.892 450.289
5 2019 4.953.182 495.318
Tổng 23.716.160 2.386.440
Doanh thu của dự án = lượng điện năng tiết kiệm được trong 1 năm giá bán
điện trung bình = 255.247 x 1.567,44 = 402 triệu đồng.
Nên doanh thu vào năm thứ 5 sẽ là:
Doanh thu năm thứ 5 = doanh thu mỗi năm + tiền thanh lý dự án
= Doanh thu mỗi năm + 20% vốn đầu tư
= 402 + 20% * 1.224
= 647 triệu (VNĐ)
- Chi phí khi phát triển thêm phụ tải:
Khi hoàn thành dự án thu được một phần lợi nhuận khá lớn do phát triển thêm
phụ tải. Đồng thời mất thêm chi phí mua sản lượng điện đầu vào của phần phụ tải tăng
thêm = (sản lượng điện dự tính phát triển thêm năm n + điện tổn thất do truyền do
truyền tải thêm) x giá mua điện đầu nguồn triệu đồng/kWh.
90
Điện tổn thất do truyền do truyền tải thêm = 3,56% sản lượng điện phát triển.
Giá mua điện đầu nguồn = 1.433,63 (VNĐ/kWh)
Khi đó ta có:
Bảng 4.7: Chi phí mua điện đầu nguồn khi phụ tải tăng thêm (triệu đồng)
STT Năm
Sản lượng
phát triển
thêm (kWh)
Điện tổn thất
(kWh)
Chí phí mua điện
của sản lượng
tăng thêm
0 2014 321.030 11.429
477
1 2015 338.309 12.044
502
2 2016 372.140 13.248
553
3 2017 409.354 14.573
608
4 2018 450.289 16.030
669
5 2019 495.318 17.633
735
Tổng 2.386.440 84.957
3.543
- Dòng tiền của dự án được mô tả trong bảng sau:
Bảng 4.8: Dòng tiền của dự án sau khi hoàn thành (triệu đồng)
Năm Vốn đầu tư Chi phí mua
điện
Doanh thu do
giảm tổn thất
Doanh thu do
phát triển
được phụ tải
Tổng
doanh thu
0 1.224 0 0 0 0
1
477 402 524 926
2
502 402 552 955
3
553 402 608 1.010
4
608 402 668 1.071
5
669 647 735 1.382
91
- Tính lợi nhuận (NPV):
Bảng 4.9: Bảng tính lợi nhuận (NPV) (triệu đồng)
Năm Vốn
đầu tư
Chi phí
mua
điện
Doanh
thu
Chi phí có
tính chiết
khấu
Doanh thu
tính đến
chiết khấu
NPV (1+i)^-t
(1) (2) (3) (4) (5)=(3)x(8) (6)=(4)x(8) (7)=(6)-(5) (8)
0 1.224
1.224
-1.224 1,0000
1
477 926 433 842 409 0,9091
2
502 955 415 789 374 0,8264
3
553 1.010 415 759 344 0,7513
4
608 1.071 415 731 316 0,6830
5
669 1.382 415 858 443 0,6209
Tổng
3.318 3.980 662
Như vậy giá trị hiện tại thuần của phương án với hệ số chiết khấu i = 10% là
NPV = 3.980 – 3.318
NPV = 662 triệu đồng.
- Tỷ số giữa lợi ích và chi phí (B/C) :
2,1318.3
980.3
C
B
Nhận xét:
Dự án trên khi đầu tư sẽ mang tính khả thi, vì:
- Lợi nhuận NPV = 662 triệu đồng > 0
- Tỷ số lợi ích/chi phí B/C = 1,2 > 1
92
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận:
1.1. Những kết quả đã đạt được:
Trên cơ sở kết quả khảo sát lưới điện của Điện lực TP Vĩnh Long đang quản lý
đã tổng hợp, phân tích đánh giá những thuận lợi và khó khăn tồn tại cần giải quyết
nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, giảm tổn thất điện năng bao gồm:
Những khó khăn, tồn tại cần giải quyết:
- Do lưới điện được đầu tư, khai thác vận hành từ lâu năm, được đầu tư qua nhiều
giai đoạn khác nhau và phụ thuộc vào vốn đầu tư của từng thời kỳ, nên một số lưới điện
đã xuống cấp, đặc biệt là lưới điện hạ áp khu vực ngoại ô trước đây tiếp nhận từ các tổ
điện của dân đã xuống cấp, chắp vá, nhiều mối nối.
- Lưới điện xây dựng từ lâu mà phụ tải phát triển ngày càng nhanh, vốn đầu tư
cải tạo, sửa chữa hàng năm rất hạn chế, nên về kết cấu và thông số kỹ thuật lưới điện
như vận hành ở mức điện áp thấp, bán kính cấp điện trải rộng, tiết diện dây dẫn bé, máy
biến áp vận hành non tải hoặc quá tải…
- Lưới điện hạ áp đi cặp theo đường, lộ để phục vụ khách hàng, nên phải qua
nhiều cây xanh, dễ chạm chập, va quẹt, với nhiều mối nối gây tổn thất.
- Hiện trạng kết cấu hệ thống lưới điện chưa đồng bộ, chưa tạo vẽ mỹ quan, một
số nhà mạng viễn thông treo cáp trên trụ điện làm ảnh hưởng đến công tác quản lý vận
hành và bảo dưỡng lưới điện, lưới điện phần lớn là chưa tự động hóa…
- Dụng cụ, thiết bị phục vụ công tác quản lý vận hành, thu thập số liệu còn hạn
chế, chủ yếu là phải đo thông số ngoài hiện trường.
- Về nhân lực: Lực lượng quản lý lưới trạm chưa đủ về số lượng và chất lượng, do
lưới điện trải rộng, đường đi lại khó khăn, chủ yếu là sử dụng xe máy để di chuyển, vì đa
số là đường nhỏ không thể vận chuyển bằng xe cơ giới. Bên cạnh đó do trình độ chuyên
môn còn hạn chế nên vẫn chưa chủ động được trong việc phân tích, đánh giá nguyên
nhân tổn thất trên lưới điện, để từ đó đề xuất các giải pháp hữu hiệu.
93
Từ những hạn chế trên cần thực hiện cấp bách một số giải pháp sau:
- Củng cố lực lượng quản lý, tổ chức lại bộ máy nhân sự làm công tác giảm tổn
thất, có quy chế làm việc cụ thể, định kỳ kiểm điểm trách nhiệm các tập thể và cá nhân
liên quan để khắc phục kịp thời các hạn chế, thiếu sót.
- Từng bước đầu tư cải tạo hệ thống lưới điện đảm bảo yêu cầu kỹ thuật theo
đúng quy hoạch phát triển lưới điện Thành phố Vĩnh Long, cụ thể như:
+ Cải tạo, nâng điện áp đáp ứng theo tiêu chuẩn vận hành.
+ Cải tạo hệ thống lưới điện theo đúng yêu cầu kỹ thuật về bán kính cấp điện, tiết
diện dây dẫn.. ưu tiên cải tạo lưới điện hạ áp.
+ Đầu tư, cải tạo xây dựng các trạm biến áp gần khu vực trung tâm phụ tải nhằm
giảm bán kính cấp điện, nâng cao chất lượng điện áp khu phụ tải. Để giảm chi phí đầu
tư có thể xem xét xây dựng trạm biến áp một pha ở các khu vực có nhóm dân cư nhỏ.
+ Đầu tư cải tạo nâng cấp tiết diện dây dẫn và cải tạo các nhánh đường dây từ
một pha, hai pha lên ba pha để thuận tiện trong công tác cân pha, san tải.
+ Đầu tư hệ thống MINI-SCADA để điều hành lưới điện hữu hiệu và nhanh
chóng, giảm được nguồn nhân lực phải đo thông số kỹ thuật và thao tác ngoài hiện
trường.
- Luân chuyển, hoán chuyển các MBA phù hợp với công suất phụ tải, không để
MBA vận hành non tải.
- Ứng dụng các phần mềm tính toán để phân tích nguyên nhân tổn thất trên lưới
điện, từ đó có giải pháp hữu hiệu để giảm tổn thất.
- Cần tính toán, tổng hợp, phân tích đánh giá để thực hiện bù công suất phản
kháng một cách tối ưu.
- Tăng cường công tác quản lý hệ thống đo đếm điện năng, từng bước thay thế
công tơ cơ bằng công tơ điện tử, ứng dụng công nghệ thông tin vào công tác quản lý
lĩnh vực này.
- Thường xuyên tổ chức bồi huấn, tập huấn nâng cao trình độ cho cán bộ công
nhân viên, nâng cao ý thức trách nhiệm của từng cá nhân và bổ sung nhân sự kịp thời để
đáp ứng công việc trong giai đoạn mới.
94
- Thành lập Tiểu ban giảm tổn thất tại Điện lực do Giám đốc Điện lực làm
Trưởng tiểu ban, có nhiệm vụ lập kế hoạch giảm tổn thất từng tháng, quý, năm. Giao chỉ
tiêu tổn thất phòng, đội, cá nhân và có chế độ thưởng, phạt hợp lý.
1.2. Hạn chế của Luận văn:
- Mặc dù đã hết sức cố gắng, nhưng do trình độ và thời gian có hạn nên Luận văn
còn có những hạn chế như:
+ Các giải pháp được đề xuất dựa trên cơ sở áp dụng những hiểu biết có được
vào tình hình cụ thể tại Điện lực TP Vĩnh Long và kinh nghiệm trong công tác quản lý
của người viết còn hạn hẹp, mặc dù kết quả phân tích cho thấy có hiệu quả, nhưng thời
gian kiểm nghiệm còn ngắn, chưa đủ để khẳng định sự phù hợp và hiệu quả trên thực tế.
Tuy Luận văn còn một số hạn chế nhất định nhưng tác giả mong rằng với nội
dung giải pháp được đề cập trong Luận văn có thể được tham khảo trong công tác giảm
tổn thất tại Điện lực Thành phố Vĩnh Long.
2. Kiến nghị:
Từ những vấn đề đã nêu ra trong Luận văn, Điện lực Thành phố Vĩnh Long nên
nghiên cứu để triển khai thực hiện trong công tác quản lý kinh doanh bán điện. Đồng
thời, Luận văn đã cố gắng liên hệ với thực tế và tăng tính ứng dụng của các giải pháp
được đề xuất, tuy nhiên cũng cần phải nghiên cứu để khắc phục các vấn đề còn tồn tại
nêu trên. Trong đó cần chú trọng đến các vấn đề mà Nhà nước, chính quyền, ngành điện
các cấp phải nghiên cứu, giải quyết kịp thời, các yêu cầu trước mắt, bao gồm:
Thứ nhất: Người sử dụng điện cần phản ảnh kịp thời về các dịch vụ do ngành
điện thực hiện, chất lượng điện năng, cũng như cung cách phục vụ của nhân viên ngành
điện để chấn chỉnh ngày càng tốt hơn.
Thứ hai: Ngành điện xem xét bố trí vốn đủ để cải tạo, sửa chữa và xây dựng hệ
thống điện vận hành an toàn, đảm bảo kỹ thuật và đáp ứng đủ yêu cầu phát triển phụ tải,
đồng thời cải tạo xây dựng lưới điện đồng bộ, lưới điện được tự động hóa ở mức cao.
95
Thứ ba: Hàng năm cần dành một nguồn kinh phí nhất định cho công tác đào tạo,
đào tạo lại để nâng cao tay nghề cho lực lượng làm công tác giảm tổn thất điện năng.
Thường xuyên tổ chức các cuộc thi tay nghề để tạo điều kiện cho công nhân có cơ hội
tìm tòi, trao đổi, học hỏi nâng cao nghiệp vụ chuyên môn, từ đó sẽ phục vụ cho công tác
quản lý vận hành và kinh doanh mua bán điện tốt hơn.
96
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1. A.A Fedorov, Nguyễn Trường (dịch) (2000), Mạng lưới điện công nghiệp, NXB
Thanh niên.
2. Bộ Công nghiệp (2006), Quy phạm trang bị điện.
3. Bộ Công Thương (15/04/2010), Thông tư số 12/2010/TT-BCT Quy định hệ thống
điện truyền tải, Hà Nội.
4. Bộ Công Thương (30/07/2010), Thông tư số 32/2010/TT-BCT Quy định hệ thống
điện phân phối, Hà Nội.
5. PGS.TS Trần Bách (2008), Lưới điện và hệ thống điện, Đại học Bách Khoa Hà
Nội.
6. Trần Bách (2000), Lưới điện và hệ thống điện, NXB Khoa học và Kỹ thuật Hà
Nội.
7. Nguyễn Văn Đạm (2002), Mạng lưới điện, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
8. Điện lực Thành phố Vĩnh Long, Báo cáo công tác quản lý kỹ thuật và kinh doanh
bán điện năm 2004, 2012, 2013, 2014.
9. Trần Quang Khánh (2000), Quy hoạch điện nông thôn, NXB Nông nghiệp, Hà
Nội.
10. Trần Quang Khánh (2006), Hệ thống cung câp điện, NXB Khoa học và Kỹ thuật
Hà Nội.
11. Phan Đăng Khải, Huỳnh Bá Minh (2001), Bù công suât phản kháng lưới cung
câp và phân phối, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
12. TS. Trần Đình Long (1999), Quy hoạch phát triển năng lượng và Điện lực, Nhà
xuất bản Khoa học kỹ thuật, Hà Nội.
13. VS.GS.TSKH Trần Đình Long (2008), Bảo vệ các Hệ thống điện, NXB Khoa
học và kỹ thuật, Hà Nội.
97
14. VS.GS.TSKH Trần Đình Long (2011), Dự án Đánh giá tiềm năng và đề xuât các
giải pháp giảm tổn thât điện năng trên Hệ thống điện Việt Nam đến năm 2015,
Hội Điện lực Việt Nam.
15. VS.GS.TSKH Trần Đình Long (2013), Sách tra cứu về chất lượng điện năng,
NXB Bách khoa Hà Nội.
16. Nguyễn Xuân Phú, Nguyễn Thế Bảo (2006), Bảo toàn năng lượng sử dụng hợp
lý, tiết kiệm và hiệu quả trong công nghiệp, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
17. Nguyễn Xuân Phú (2010), Cung câp điện, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
18. Nguyễn Hữu Phúc (2007), Ap dụng PSS/ADEPT 5.0 trong lưới phân phối, Đại
học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh.
19. Trần Vinh Tịnh, Trương Văn Chương (2008), Bù tối ưu công suât phản kháng
lưới phân phối, Tạp chí khoa học và công nghệ số 2.
20. Vũ Hải Thuận (2008), Cung câp điện cho khu công nghiệp và khu dân cư, Nhà
xuất bản Nông nghiệp, Hà Nội.
21. Nguyễn Văn Tuệ (2012), Tính toán thiết kế hệ thống phân phối truyền tải điện,
NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
22. Bùi Ngọc Thư (2007), Mạng cung câp và phân phối điện, NXB Khoa học và kỹ
thuật, Hà Nội.
23. Uỷ ban nhân dân tỉnh Vĩnh Long (2010), Quy hoạch phát triển lưới điện thành
phố Vĩnh Long 2010 - 2015 có xét đến năm 2020.
24. Viện Năng Lượng (2011), Quy hoạch phát triển Điện lực Quốc gia giai đoạn
2011-2020 có xét đến năm 2030, Hà Nội.
98
PHỤ LỤC 1: SƠ ĐỒ ĐƠN TUYẾN ĐƯỜNG DÂY TRUNG ÁP CỦA ĐLTPVL
<*> Chú thích:
- Mỗi tuyến trung áp thể hiện một màu khác nhau để dể phân biệt về giới hạn vận
hành giữa các tuyến.
- Thanh cái C41 đấu vào MBA T1 – 40MVA (110/22kV) TBA 110kV Vĩnh Long.
- Thanh cái C42 đấu vào MBA T2 – 40MVA (110/22kV) TBA 110kV Vĩnh Long.
99
PHỤ LỤC 2: TÍNH DUNG LƯỢNG BÙ CHO MỘT SỐ ĐƯỜNG DÂY HẠ ÁP ĐIỂN HÌNH
Stt Tên trạm Vị trí trụ Công suất
(kVA) Itb Cosφ 1 Cosφ 2 Cosφ 3 Cosφtb Cosφyc
Q
trước
khi bù
Q
phản
kháng
Q cần
bù
Chọn Q
bù
(kVAr)
1 Quốc Lộ 1 V81.3/T72/13 160 180 0,87 0,88 0,92 0,89 0,99 18,96 5,87 13,09 10
2 Sân Vận Động 1 V85/59 160 149 0,90 0,86 0,94 0,90 0,99 14,97 4,84 10,12 10
3 Huyền Báo SĐ.3/116 160 129 0,89 0,91 0,87 0,89 0,99 13,35 4,13 9,22 5
4 Phú Long C V46/88 160 166 0,90 0,91 0,89 0,90 0,99 16,50 5,34 11,16 10
5 Trần Phú 3 V89/T62/8 3*50 143 0,86 0,89 0,87 0,87 0,99 15,95 4,62 11,33 10
6 Mỹ Thuận 1 SĐ.3/P125/T7/1 3*37.5 155 0,92 0,89 0,87 0,89 0,99 16,02 5,03 10,99 10
7 Thủ K Nghĩa 6 V87/P31/2 320 273 0,85 0,93 0,96 0,91 0,99 25,20 8,73 16,47 10
8 Chợ Cái Đôi SĐ.3/98 3*50 175 0,85 0,90 0,91 0,89 0,99 18,89 5,76 13,13 10
9 Nguyễn Huệ 2 V81/T72/3 3*50 135 0,85 0,86 0,90 0,87 0,99 15,21 4,35 10,86 10
10 Nguyễn Thái Học V87/58 3*50 145 0,85 0,88 0,88 0,87 0,99 16,19 4,63 11,56 10
11 Xóm Chài V81.3/T73/1 3*50 137 0,86 0,85 0,85 0,85 0,99 16,07 4,35 11,72 10
12 Nguyễn Huệ 5 V81.3/39 3*50 134 0,86 0,88 0,90 0,88 0,99 14,54 4,32 10,22 10
13 Trường An 3 SĐ.3/74 3*50 175 0,87 0,90 0,89 0,89 0,99 18,45 5,63 12,82 10
14 Thiềng Đức 2A V87/P83/6 3*50 143 0,92 0,91 0,87 0,90 0,99 14,34 4,64 9,70 5
15 Sân Vận Động 2 V81.3/56 3*50 213 0,88 0,91 0,92 0,90 0,99 20,65 6,79 13,86 10
100
PHỤ LỤC 3: DANH MỤC CÁC ĐƯỜNG DÂY HẠ ÁP ĐÃ LẮP TỤ BÙ TRONG NĂM 2015
STT Đường dây/Trạm
biến áp
Dung
lượng
TBA
(kVA)
Tụ bù trung hạ áp/ đường dây
Ngày lắp
đặt vận
hành chính
thức
Số
lượng
( Tụ)
Loại tụ
(kVAr)
Dung
lượng
lắp đặt
(kVAr)
Số vị
trí
lắp
đặt
(vị
trí)
Điện áp trước
khi lắp Cos trước khi
lắp
Điện áp sau khi
lắp Cos sau khi lắp
U1 U2 U3 1 2 3 U1 U2 U3 1 2 3
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 Phó Cơ Điều 5 75 2 5 10 1 228 229 0,92 0,96 229 230
0,96 0,98
18/03/2015
2 Phó Cơ Điều 5B 37,5 2 2,5 5 1 231 232 0,93 0,75 234 235
0,95 0,92
18/03/2015
3 Khóm 3 - P2 50 2 2,5 5 1 228 228 0,91 0,90 229 229
0,95 0,94
09/03/2015
4 Khóm 3 - P2A 37,5 2 2,5 5 1 221 220 0,93 0,91 224 223
0,97 0,95
09/03/2015
5 Thủ K Nghĩa 2 50 2 5 10 1 226 226 0,96 0,96 228 228
0,98 0,98
09/03/2015
6 Thủ K Nghĩa 8 37,5 2 2,5 5 1 228 229 0,96 0,95 229 230
0,98 0,97
09/03/2015
7 Tân Vĩnh Phú 2 50 2 5 10 1 229 230 0,93 0,94 230 231
0,97 0,98
09/03/2015
8 Tân Vĩnh Phú 2-1 50 2 5 10 1 228 229 0,91 0,93 229 230
0,95 0,97
09/03/2015
9 Tân Vĩnh Phú 3 37,5 2 2,5 5 1 229 230 0,91 0,92 230 231
0,95 0,96
09/03/2015
10 Tân Vĩnh Phú 37,5 2 2,5 5 1 229 230 0,92 0,93 230 231
0,96 0,97
09/03/2015
11 Tân Thuận An 3 37,5 2 2,5 5 1 228 228 0,91 0,91 229 229
0,95 0,95
09/03/2015
12 Tập Thể Tỉnh Uỷ 37,5 2 2,5 5 1 229 230 0,94 0,95 230 231 0,98 0,97 09/03/2015
13 Khóm 3 - P9A 50 2 5 10 1 232 232 0,94 0,95 233 233 0,98 0,97 09/03/2015
14 Khóm 3 - P9B 37,5 2 2,5 5 1 230 230 0,94 0,93 231 231 0,98 0,97 09/03/2015
15 Tân Vĩnh 1 37,5 2 2,5 5 1 229 230 0,94 0,95 232 233 0,98 0,98 18/03/2015
16 Trường An 7 37,5 2 2,5 5 1 230 229 0,95 0,96 231 230 0,97 0,98 10/03/2015
17 Huyền Báo 1 50 2 5 10 1 231 231 0,96 0,95 232 232 0,98 0,97 10/03/2015
101
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
18 Mỹ Thuận 5 50 2 5 10 1 229 230 0,94 0,95 230 231 0,98 0,97 10/03/2015
19 Mỹ Thuận 5A 37,5 2 2,5 5 1 229 230 0,95 0,97 230 231 0,97 0,99 10/03/2015
20 Mỹ Thuận 6 37,5 2 2,5 5 1 233 233 0,93 0,95 234 234 0,97 0,97 10/03/2015
21 Trạm Khóm 3 P8 –
1 50 2 5
10 1
230 230
0,95 0,93 231 231 0,97 0,97
10/03/2015
22 Trạm Khóm 3 P8 -
1A 25 2 2,5
5 1
228
0,96 229 0,98
10/03/2015
23 Thiềng Đức 4A 75 2 5 10 1 231 231 0,93 0,94 232 232 0,97 0,98 10/03/2015
24 Long Quới 3 37,5 2 2,5 5 1 227 227 0,95 0,94 229 229 0,97 0,98 10/03/2015
25 Long Quới 2 37,5 2 2,5 5 1 224 224 0,91 0,92 227 227 0,95 0,96 10/03/2015
26 Thanh Mỹ 3A 50 2 5 10 1 228 228 0,93 0,91 229 229 0,97 0,95 10/03/2015
27 Bầu Gốc 50 2 5 10 1 230 230 0,91 0,90 231 231 0,95 0,94 10/03/2015
28 Phước Yên A 50 2 5 10 1 228 227 0,94 0,95 229 229 0,98 0,97 10/03/2015
29 Phước Yên 1B 50 2 5 10 1 231 232 0,93 0,92 232 233 0,97 0,96 11/03/2015
30 Phú Long 1 50 2 5 10 1 232 232 0,93 0,94 233 233 0,97 0,98 11/03/2015
31 Phú Quới 1 50 2 5 10 1 230 230 0,93 0,94 231 231 0,97 0,98 11/03/2015
32 Phú Quới 2B 37,5 2 2,5 5 1 224 224 0,91 0,92 227 227 0,95 0,96 11/03/2015
33 Phú Thạnh 2 50 2 5 10 1 229 229 0,92 0,92 230 230 0,96 0,96 11/03/2015
34 Phước Hòa 50 2 2,5 5 1 231 230 0,92 0,94 232 231
0,96 0,98
11/03/2015
35 Lộc Hưng 50 4 2,5 10 2 228 227 0,92 0,91 229 229
0,96 0,95
11/03/2015
36 Hòa Thạnh 1C 25 2 2,5 5 1 233 232 0,91 0,90 234 233
0,95 0,94
11/03/2015
37 Hòa Thạnh 2A 50 2 2,5 5 1 234 233 0,90 0,90 235 234
0,94 0,94
11/03/2015
38 UBX Thạnh Quới 2 50 2 2,5 5 1 234 231 0,94 0,94 235 232
0,98 0,98
11/03/2015
39 Phú Thạnh 1 3x50 1 10 10 1 229 231 231 0,96 0,92 0,91 230 232 232 0,98 0,96 0,95 11/03/2015
40 Phuú Thạnh 1 (vị trí
2) 3x50
1 10
10 1
229 231 231 0,96 0,92 0,91 230 232 232 0,98 0,96 0,95
11/03/2015
41 Khóm 4-Phường 5 3x50 1 10 10 1 230 230 231 0,96 0,92 0,94 231 231 232 0,98 0,96 0,98 11/03/2015
42 Phạm Thái Bường 6 3x50 1 10 10 1 227 230 228 0,91 0,95 0,92 229 231 229 0,95 0,97 0,96 11/03/2015
102
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
43 Nguyễn Văn Trỗi 320 1 10 10 1 229 231 232 0,94 0,95 0,93 230 232 233 0,98 0,97 0,97 18/03/2015
44 Phạm Thái Bường 4 3x50 1 10 10 1 233 234 233 0,94 0,95 0,96 234 235 234 0,98 0,97 0,98 11/03/2015
45 Chợ Sơn Đông 1 3x25 1 5 5 1 230 229 229 0,93 0,91 0,95 231 230 230 0,97 0,95 0,97 11/03/2015
46 Thanh Đức 8 3x25 1 5 5 1 229 227 230 0,91 0,95 0,92 230 229 231 0,95 0,97 0,96 11/03/2015
47 Thanh Mỹ A 50 2 5 10 1 233 233 0,93 0,95 234 234
0,97 0,97
16/03/2015
48 Dc K5P8 -2A 50 2 2,5 5 1 229 229 0,94 0,94 230 230
0,98 0,98
16/03/2015
49 Tân Quới Tây 37,5 2 2,5 5 1 229 229 0,90 0,91 230 230
0,94 0,95
16/03/2015
50 Thanh Mỹ A 50 2 5 10 1 233 233 0,93 0,95 234 234
0,97 0,97
16/03/2015
51 Cái Đôi 4 37,5 2 2,5 5 1 228 228 0,95 0,96 229 229
0,97 0,98
16/03/2015
52 Lộ Cộng Đồng 5 37,5 2 2,5 5 1 227 227 0,87 0,91 229 229
0,92 0,95
16/03/2015
53 Lộ Cộng Đồng 1A 37,5 2 2,5 5 1 227 226 0,88 0,94 229 228
0,93 0,98
16/03/2015
54 Lộ Cộng Đồng 1 50 2 5 10 1 231 231 0,95 0,97 232 232
0,97 0,99
16/03/2015
55 Lộ Cộng Đồng 3 37,5 2 2,5 5 1 231 231 0,91 0,89 232 232
0,95 0,94
16/03/2015
56 Lộ Cộng Đồng 3A 50 2 5 10 1 231 231 0,93 0,92 232 232
0,97 0,96
16/03/2015
57 Lộ Cộng Đồng 1B 37,5 2 2,5 5 1 229 229 0,92 0,95 230 230
0,96 0,97
17/03/2015
58 T.4 Khóm 4 P8 50 2 5 10 1 230 231 0,96 0,95 231 232
0,98 0,97
17/03/2015
59 DC K5P8 -2 50 2 5 10 1 227 228 0,93 0,95 229 229
0,97 0,97
17/03/2015
60 Tân Nhơn 2 37,5 2 2,5 5 1 229 230 0,91 0,92 230 231
0,95 0,96
17/03/2015
61 Tân Thới 50 2 5 10 1 230 231 0,93 0,95 231 232
0,97 0,97
17/03/2015
62 Phước Lợi C5 37,5 2 5 10 1 230 231 0,93 0,94 231 232
0,97 0,98
17/03/2015
63 Trinh Sát 37,5 2 2,5 5 1 228 229 0,92 0,93 229 230
0,96 0,97
17/03/2015
64 Hòa Thạnh 2B 25 2 2,5 5 1 229 229 0,90 0,90 230 230
0,94 0,94
17/03/2015
65 Lộc Hòa 2-1 25 2 2,5 5 1 231 230 0,91 0,92 232 231
0,95 0,96
17/03/2015
66 Tân Hiệp 3 37,5 2 2,5 5 1 230 229 0,93 0,93 231 230
0,97 0,97
17/03/2015
67 Long Thanh 1 3x25 1 5 5 1 231 230 230 0,92 0,91 0,93 232 231 231 0,96 0,95 0,97 17/03/2015
68 Đinh Tiên Hoàng 3 3x25 1 5 5 1 230 230 229 0,94 0,95 0,93 231 231 230 0,98 0,97 0,97 17/03/2015
69 Đinh Tiên Hoàng 2 250 1 5 5 1 231 232 231 0,96 0,96 0,97 232 233 232 0,98 0,98 0,99 17/03/2015
103
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
70 Khóm 3 - Phường
2-2 3x25 1 5
5 1
228 229 228 0,92 0,93 0,92 229 230 229 0,96 0,97 0,96
17/03/2015
Tổng
130
505 71
PHỤ LỤC 4: DANH MỤC CÁC ĐƯỜNG DÂY HẠ ÁP DỰ KIẾN LẮP TỤ BÙ GIAI ĐOẠN 2016
STT Tên trạm biến áp
Dung
lượng
trạm
biến áp
(kVA)
Trụ lắp đặt Số vị
trí Số tụ
Dung
lượng
giàn tụ
(kVAr)
Ngày dự kiến đóng
điện
Ngày vận hành chính
thức Ghi chú
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 Phó Cơ Điều 5 75 V89/P30/7
1
2
10 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 01 tháng 01-2016 479
2 Phó Cơ Điều 5B 37,5 V89/P30/2
1
2
5 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 01 tháng 01-2016 479
4 Khóm 3 - P2 50 V81.3/T51/3
1
2
5 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 01 tháng 01-2016 471
5 Khóm 3 - P2A 37,5 V81.3/T51/5
1
2
5 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 01 tháng 01-2016 471
7 Thủ K Nghĩa 2 50 V87/T42/6
1
2
10 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 01 tháng 01-2016 472
8 Thủ K Nghĩa 8 37,5 V87/P31/7
1
2
5 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 01 tháng 01-2016 472
9 Tân Vĩnh Phú 2 50 SĐ.3/T61/57
1
2
10 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 474
10 Tân Vĩnh Phú 2-1 50 SĐ.3/T61/49
1
2
10 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 474
11 Tân Vĩnh Phú 3 37,5 SĐ.3/T61/33
1
2
5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 474
104
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
12 Tân Vĩnh Phú 37,5 SĐ.3/T61/40
1
2
5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 474
14 Tân Thuận An 3 37,5 SĐ.3/P60/2
1
2
5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 480
15 Tập Thể Tỉnh Uỷ 37,5 V81.3/T72/T27/8
1
2
5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 471
16 Khóm 3 - P9A 50 V81.3/T72/T1/T51/T31/P8/8
1
2
10 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 474
17 Khóm 3 - P9B 37,5 V81.3/T72/T1/T51/T31/14
1
2
5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 474
18 Tân Vĩnh 1 37,5 SĐ.3/P46/3
1
2
5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 480
20 Trường An 7 37,5 SĐ.3/T50/2
1
2
5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 474
22 Huyền Báo 1 50 SĐ.3/120
1
2
10 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 480
23 Mỹ Thuận 5 50 SĐ.3/131
1
2
10 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 480
24 Mỹ Thuận 5A 37,5 SĐ.3/129
1
2
5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 480
25 Mỹ Thuận 6 37,5 SĐ.3/134
1
2
5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 480
33 Trạm Khóm 3 P8 - 1 50 V81.3/T33/16
1
2
10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 480
34 Trạm Khóm 3 P8 - 1A 25 V81.3/T33/15
1
2
5 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 480
36 Thiềng Đức 4A 75 V87/T83/P7/P4/3
1
2
10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 472
37 Long Quới 3 37,5 V87/P83/71
1
2
5 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 479
38 Long Quới 2 37,5 V87/P83/81
1
2
5 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 479
39 Thanh Mỹ 3A 50 V87/P143/6
1
2
10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 479
105
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
43 Bầu Gốc 50 V44/P148/12
1
2
10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476
44 Phước Yên A 50 V44/P121/4
1
2
10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476
45 Phước Yên 1B 50 V44/P115/P2/P10/2
1
2
10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476
46 Phú Long 1 50 V44/P121/9
1
2
10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476
47 Phú Quới 1 50 V44/P121/14
1
2
10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476
48 Phú Quới 2B 50 V44/P121/T18/T8/3
1
2
5 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 476
49 Phú Thạnh 2 50 V44/P121/38
1
2
10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 476
50 Phước Hòa 50 V46/T62/P10/1
1
2
5 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 478
51 Lộc Hưng (Vị trí 2) 37,5 V46/T87/58
1
2
5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 478
52 Lộc Hưng 50 V46/T87/58
1
2
5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 478
54 Hòa Thạnh 1C 25 V44/P121/91
1
2
5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476
55 Hòa Thạnh 2A 50 V44/P121/T58/24
1
2
5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476
57 UBX Thạnh Quới 2 50 V44/P121/57
1
2
5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476
60 Phú Thạnh 1 3x50 V44/P121/27
1
1
10 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476
61 Phú Thạnh 1 (vị trí 2) 3x50 V44/P121/27
1
1
10 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476
62 Khóm 4-Phường 5 3x50 V87/P83/19B
1
1
10 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 472
63 Phạm Thái Bường 6 3x50 V81/P99/P49/1
1
1
10 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 471
106
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
64 Nguyễn Văn Trỗi 320 V81/T114/2
1
1
10 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 475
65 Phạm Thái Bường 4 250 V81/P99/49
1
1
10 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 471
70 Chợ Sơn Đông 1 3x25 V87/148
1
1
5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 479
71 Thanh Đức 8 3x25 V87/P83/T45A/49
1
1
5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 479
PHỤ LỤC 5: DANH MỤC CÁC ĐƯỜNG DÂY HẠ ÁP DỰ KIẾN LẮP TỤ BÙ GIAI ĐOẠN 2017
STT Tên trạm biến áp Vị trí trạm
Dung lượng
trạm biến
áp (kVA)
Dung
lượng
giàn tụ
(kVAr)
Số vị trí
lắp tụ
Tụ 1
pha 2,5
kVAr
Tụ 1 pha
5 kVAr
Tụ 3 pha
10 kVAr
Tụ 3 pha
5 kVAr
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 Khóm 2 - P3 V81.3/P99/P31/11 37,5 10 1
2
2 Thủ K Nghĩa 5 V87/T42/2 37,5 10 1
2
3 Thủ K Nghĩa 5A V87/T42/4 37,5 10 1
2
4 Tân Vĩnh Phú 1A SĐ.3/T61/23 37,5 10 1
2
5 Tân Quới Tây 2 SĐ.3/T50/25 37,5 10 1
2
6 Tân Quới Tây 2B SĐ.3/T50/26 37,5 10 1
2
7 TĐC Mỹ Thuận-2 V44/T97/2 37,5 10 1
2
8 Khóm 3 - P9-1 V81.3/T72/T1/T51/30 37,5 10 1
2
107
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
9 Khóm 1 - P9A V81.3/T72/T1/T20/2 37,5 10 1
2
10 Tân Quới Hưng 2A SĐ.3/T40/24 37,5 10 1
2
11 TT Sở Tài Chánh SĐ.3/T41/3 37,5 10 1
2
12 Khu Nhà ở Trường An SĐ.3/T40/P5/1 37,5 10 1
2
13 Tổ Điện 8 Nương SĐ.3/P107/T3/P5/1 37,5 10 1
2
14 Huyền Báo 1 A SĐ.3/122 37,5 10 1
2
15 DC Tân Hội SĐ.3/T151/27 37,5 10 1
2
16 Lộ Cộng Đồng 4 SĐ.3/T127/P23/19 37,5 10 1
2
17 Phước Hạnh B V85.9.7/P16/4 37,5 10 1
2
18 Đinh T Hoàng 6 V81.3/3 37,5 10 1
2
19 Tái Đinh Cư P5 -2 V87/T83/P7/5 37,5 10 1
2
20 Long Quới 2 V87/P83/81 37,5 10 1
2
21 Long Quới 1 V87/P83/90 37,5 5 1 2
22 Cầu Kinh Cát 1 V87/P103/7 37,5 5 1 2
23 DC Cổ Chiên 2 V87/P83/T25A/32 37,5 5 1 2
24 Long Hưng 2 V87/P83/T50/24 37,5 5 1 2
25 Cổ Chiên 1 V87/123 37,5 5 1 2
26 Tân Hạnh 4A V46.4/P7/44 37,5 5 1 2
27 Tân Thạnh 5 V46.4/P7/T21/T35/7 37,5 5 1 2
28 Tân Nhơn V46.4/P7/51 37,5 5 1 2
29 Tân Thạnh 1 V46.4/P7/T21/T24/3 37,5 5 1 2
30 Tân Thuận 1 V46.4/P7/T44/11 37,5 5 1 2
31 Phú Thạnh 3 V44/P121/44 37,5 5 1 2
32 Trinh Sát V46/23 37,5 5 1 2
33 Tân Hưng V46/20 37,5 5 1 2
34 Hòa Phú 4A V46/T87/47 37,5 5 1 2
35 Khu TĐC Hòa Phú V46/T57A/7 37,5 5 1 2
108
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
36 Khóm 2 - P3-A V81.3/P99/P31/5 25 5 1 2
37 Khóm 5 P2 V85/P44/9 25 5 1 2
38 Thủ Khoa Nghĩa 2A V87/T42/6 25 5 1 2
39 Gạch Nguyệt SĐ.3/T61/71 25 5 1 2
40 Bà Giáo 1 SĐ.3/T61/P53/7 25 5 1 2
41 Bà Giáo 2-1 SĐ.3/T61/P53/16 25 5 1 2
42 Tân Quới Tây 3 SĐ.3/T50/43 25 5 1 2
43 Khóm 3 - P9C V81.3/T72/T1/T51/34 25 5 1 2
44 Mỹ Thuận 6B SĐ.3/139 25 5 1 2
45 Tân Bình SĐ.3/T127/T26/8 25 5 1 2
46 Tân Phú SĐ.3/T107/31 25 5 1 2
47 Tân Nhơn 1 SĐ.3/T107/59 25 5 1 2
48 Trạm 1 K4 - P8 V81.3/T33/P7/5 25 5 1 2
49 Trạm Khóm 3 P8 - 4 V81.3/T33/32 25 5 1 2
50 DC K5P8 -3 V44/P13/2 25 5 1 2
51 Chợ Sơn Đông 1A V87/150 25 5 1 2
52 Tân Hạnh 1 V46.4/P7/12 25 5 1 2
53 Tân Hạnh 3 V46.4/P7/30 25 5 1 2
54 Tân An V46.4/P7/P43/22 25 5 1 2
55 Tân Nhơn 3 V46.4/P7/T21/T41/9 25 5 1 2
56 Tân Thạnh 2 V46.4/P7/T21/T24/12 25 5 1 2
57 Kinh Bà Chạy V46.4/P7/P44/P2/7 25 5 1 2
58 Tân Thuận V46.4/P7/P44/T2/6 25 5 1 2
59 Tân Hiệp 1 V44/P9/20 25 5 1 2
60 Tân Hiệp 2 V44/P9/34 25 5 1 2
61 Hàn Thẻ 2 V44/P44/20 25 5 1 2
62 Hàn Thẻ 3 V44/P44/29 25 5 1 2
109
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
63 Tân Hiệp 5 V44/P9/T12/27 25 5 1 2
64 Phước Hiệp 1 V44/P54/T18/12 25 5 1 2
65 An Hiệp V44/P54/34 25 5 1 2
66 Phước Bình B V44/P66/3 25 5 1 2
67 Bà Huệ V44/P54/9 25 5 1 2
68 Tân Hòa 2 V44/P9/T12/P22/1 25 5 1 2
69 Cầu Đường Chừa 1 V46.4/5 25 5 1 2
70 Phước Bình 4 V44/P96/P7/T23/20 25 5 1 2
71 Xẻo Mít 2 V44/P148/35 25 5 1 2
72 Hòa Thạnh 1A V44/P121/T58/11 25 5 1 2
73 Hòa Thạnh 2 V44/P121/67 25 5 1 2
74 Hòa Thạnh 1B V44/P121/77 25 5 1 2
75 Hòa Thạnh 1D V44/P121/105 25 5 1 2
76 DC Hoà Thạnh 2 V44/P121/T58/P9/31 25 5 1 2
77 Phước Lợi 7 V44/P121/P40/3 25 5 1 2
78 Phước Lợi 6 V44/P121/P40/T9/11 25 5 1 2
79 Phước Lợi 2 V44/P121/P40/T29/15 25 5 1 2
80 Tân Bình V46/28 25 5 1 2
81 Hòa Hưng V46/T87/P40/13 25 5 1 2
82 Năm Hằng V46/T117/20 25 5 1 2
83 Lộc Hòa 3A V46/T62/36 25 5 1 2
84 Phước Long 1 V46/T55/10 25 5 1 2
85 Phước Long 2 V46/T55/29 25 5 1 2
86 Chợ Cái Đôi 1A SĐ.3/103 3*37.5 5 1
1
87 CC Phạm Thái Bường 1 V81/P99/30 150 5 1
1
88 Đinh Tiên Hoàng 1 V85.9.7/7, HT3 160 5 1
1
110
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
89 Đinh Tiên Hoàng 4 V81.3/12, HT4 150 5 1
1
90 Đinh Tiên Hoàng 5 V81.3/25, HT7 150 5 1
1
91 KDC Khóm 5-phường 8 V44/18 150 5 1
1
92 Lê Thái Tổ 3 V85/101 160 5 1
1
93 Nguyễn Huệ mới V81.3/80 160 5 1
1
94 Phạm Thái Bường 2 V81/P99/P31/1 150 5 1
1
95 Phạm Thái Bường 5 V81/P99/P20/2, HT11 150 5 1
1
96 Quốc Lộ 1 V81.3/T72/13 160 5 1
1
97 Sân Vận Động 1 V85/59, HT5, HT11 160 5 1
1
98 SÂN VẬN ĐỘNG 2 V81.3/55, HT4 160 5 1
1
99 Thiềng Đức 1 V87/T83/4, HT6 160 5 1
1
100 Mỹ Thuận 2A SĐ.3/P125/13 3*25 5 1
1
101 TĐC Lò Thiêu SĐ.3/T107/P3/1 3*25 5 1
1
102 KDC vượt lũ Phường 9 V44/46 3*25 5 1
1
103 DC Thạnh Phú V44/P121/T54B/4 3*25 5 1
1
104 Khu DV Hòa Phú 1 V46/T67A/2 3*25 5 1
1
105 Khu DV Hòa Phú 2 V46/T80/2B 3*25 5 1
1
106 Cầu Đường Chừa HT2, HT12, HT7a 250 10 1
1
107 Cầu Lầu HT3, HT5a 400 10 1
1
108 Cầu Ông Me HT4a, V89/66 250 10 1
1
109 Cầu Tân Hữu V85/52, HT2, HT9 250 10 1
1
110 CC P T Bường 2 V81/P99/T43/1, HT8 250 10 1
1
111 Chợ Cái Đôi SĐ.3/98, HT15, HT3 150 10 1
1
112 Chợ Cua V87/P80/60 75 10 1
1
113 Hùng Vương V81/111, HT5 250 10 1
1
114 Hùng Vương 2 V87/73, HT10 250 10 1
1
115 KDC Hoàng Hảo HT12 250 10 1 1
111
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
116 KDC Phước yên 1 V44/114 160 10 1 1
117 Khu nhà ở K3-P3 HT5 320 10 1 1
118 Lê Thái Tổ 1 V85/97, HT6 400 20 2 2
119 Lưu Văn Liệt V81/85, HT2 320 10 1 1
120 Nguyễn Huệ 3 V81.3/68, HT6 250 10 1 1
121 Phạm Thái Bường 3 V81/P99/30, 32A, HT8 250 10 1 1
122 Phan Thanh Giản V81/T95/1, V81/98 250 20 2 2
123 Phó Cơ Điều V89.7/6, HT4, HT1a 400 20 2 2
124 Phó cơ Điều 1 HT5 250 10 1 1
125 Phó Cơ Điều 3 V89/36, HT5, HT9 150 10 1 1
126 Tân Ngãi SĐ.3/27, HT10 250 10 1 1
127 Thiềng Đức 2 V87/P83/6, HT8 250 10 1 1
128 Thiềng Đức 3B V87/95 250 10 1 1
129 Thủ Khoa Nghĩa 1 V87/38, HT4 320 20 2 2
130 Thủ Khoa Nghĩa 4 V87/21, HT3 250 20 2 2
131 Thủ Khoa Nghĩa 6 V87/P31/3, HT9, HT8 320 20 2 2
132 Thương xá V81/T108/4, 5, HT12 250 10 1 1
133 Trưng Nữ Vương 3 HT1, V81/P99/3 400 10 1 1
134 Trương Vĩnh Ký V87/68, HT3 400 10 1 1
135 Trần Đại Nghĩa V81/P99/T28A/5 400 10 1 1
136 Trần Đại Nghĩa 1 V87/P80/P49/P6/5 3x50 10 1 1
137 Trần Đại Nghĩa 2 V87/P80/P49/T6/3 3x50 10 1 1
138 Bạch Đàn V81/P99/P28A/8 3x50 10 1 1
139 Cái Đôi 3+3A SĐ.3/P107/5 3x25 10 1 1
CỘNG 1.025 145 130 40 40 20
