RealTEQ Academy

1. MAI
TÂN
THƯỞNG
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
---------------------------------------
Mai Tân Thưởng
KỸ
THUẬT
ĐIỆN
NGHIÊN CỨU PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ VÀ HIỆU CHỈNH
CÁC HỆ SỐ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN CƠ SỞ SỐ LIỆU
THỰC TẾ CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
KHOÁ
2014B
Hà Nội – Năm 2016

2. BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
---------------------------------------
Mai Tân Thưởng
NGHIÊN CỨU PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ VÀ HIỆU CHỈNH CÁC HỆ
SỐ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN CƠ SỞ SỐ LIỆU THỰC TẾ CỦA HỆ
THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC :
TS. Lã Minh Khánh
Hà Nội – Năm 2016

3. 1
LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân. Các nghiên cứu
và kết quả được trình bày trong luận án là trung thực và chưa từng được công bố
trong bất kỳ một bản luận văn nào trước đây.
Tác giả luận văn
Mai Tân Thưởng

4. 2
MỤC LỤC
Trang
Lời cam đoan 1
Mục lục 2
Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt 4
Danh mục các bảng 5
Danh mục các hình vẽ, đồ thị 6
MỞ ĐẦU 7
CHƯƠNG 1. YÊU CẦU ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG
QUY HOẠCH VÀ THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỆN 9
1.1. Khái niệm tổn thất điện năng 9
1.2. Các biện pháp giảm tổn thất điện năng 12
1.3. Yêu cầu đánh giá tổn thất điện năng 16
1.4. Kết luận chương 1 16
CHƯƠNG 2. PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 18
2.1. Cơ sở lý thuyết đánh giá tổn thất điện năng 18
2.2. Phương pháp đánh giá dựa theo thiết bị đo 19
2.3. Tính chính xác TTĐN từ số liệu phụ tải đầy đủ 21
2.4. Đánh giá theo các công thức kinh nghiệm 26
2.4.1. Theo khái niệm thời gian tổn thất công suất lớn nhất 26
2.4.1.1. Thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ 26
2.4.1.2. Thời gian sử dụng công suất lớn Tmax 27
2.4.1.3. Tính τ từ Tmax theo công thức kinh nghiệm 28
2.4.2. Tính theo khái niệm hệ số tổn hao (tổn thất) điện năng (LsF) 30

5. 3
2.4.2.1. Hệ số tổn thất điện năng (LsF) 30
2.4.2.2. Hệ số tải LF 32
2.4.2.3. Tính LsF từ LF theo công thức kinh nghiệm 32
2.5. Kết luận chương 2 34
CHƯƠNG 3. TÍNH TOÁN DỰA TRÊN CƠ SỞ SỐ LIỆU THỰC TỂ CỦA
HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM 35
3.1 Số liệu thực tế của hệ thống điện Việt Nam 35
3.2 Xây dựng đồ thị phụ tải, tính toán cho một LĐPP mẫu 36
3.2.1 Xây dựng đồ thị phụ tải từ số liệu thực tế LĐPP mẫu 36
3.2.2. Tính toán cho so liệu LĐPP mẫu 42
3.3. Tính toán cho số liệu cả hệ thống điện Việt Nam 43
3.3.1 Quy trình tính toán 43
3.3.2 Kết quả tính toán 44
3.3.2.1. Một số đồ thị điển hình ngày đêm . 44
3.3.2.2. Bảng tổng hợp Tmax, , LF, LsF các LĐPP năm 2009 49

3.3.2.3. Hiệu chỉnh công thức tính toán hệ số tổn thất 57
3.4. Nhận xét và kết luận chương 3 62
CHƯƠNG 4. KẾT LUẬN CHUNG 64

6. 4
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
CSPK Công suất phản kháng
CSTD Công suất tác dụng
ĐTPT Đồ thị phụ tải
EVN Electricity of Vietnam (Tập đoàn Điện lực Việt Nam)
HTĐ Hệ thống điện
LF Load Factor (Hệ số phụ tải)
LsF Loss Factor (Hệ số tổn thất)
LĐPP Lưới điện phân phối
LĐTT Lưới điện truyền tải
TBA Trạm biến áp
TTCS Tổn thất công suất
TTĐN Tổn thất điện năng

7. 5
DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 2.1 Bảng tra quan hệ giữa Tmax và 
Bảng 3.1. Số liệu “Bán điện năng theo từng thành phần phụ tải”, Điện lực Quảng
Ninh, 2009.
Bảng 3.2. Phụ tải điển hình ngày làm việc, ngày cuối tuần của các thành phần
Bảng 3.3. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày làm việc và ngày cuối tuần LĐPP
Quảng Ninh
Bảng 3.4. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày làm việc và ngày cuối tuần LĐPP
Quảng Ninh quy đổi theo công suất max
Bảng 3.5. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Quảng Ninh
Bảng 3.6. Tổng hợp kết quả tính toán cho LĐPP Quảng Ninh
Bảng 3.7. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Phú Thọ
Bảng 3.8. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Trà Vinh
Bảng 3.9. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Thừa Thiên Huế
Bảng 3.10. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Hải Dương
Bảng 3.11. Tổng hợp kết quả tính Tmax, , LF, LsF cho các LĐPP năm 2009

Bảng 3.12. Kết quả đánh giá sai số 
cx và 
kn; LsFcx và LsFkn cho các LĐPP năm
2009
Bảng 3.13. Kết quả đánh giá sai số 
cx và 
kn; LsFcx và LsFkn cho đồ thị phụ tải của
từng thành phần phụ tải
Bảng 3.14. Kết quả tính toán hiệu chỉnh hệ số k với số liệu phụ tải hệ thống.

8. 6
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình 1.1 Tổn thất điện năng trong hệ thống điện
Hình 2.1. Sơ đồ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo.
Hình 2.2. Đồ thị phụ tải ngày đêm
Hình 2.3. Đồ thị phụ tải kéo dài năm
Hình 2.4. Đồ thị phụ tải kéo dài hình bậc thang
Hình 2.5. Đồ thị = f(Tmax)

Hình 2.6: Đồ thị dòng điện trung bình bình phương Itb2
Hình 3.1. Tỷ lệ điện năng tiêu thụ của từng thành phần phụ tải năm 2009 của Điện
lực Quảng Ninh
Hình 3.2. Đồ thị ngày làm việc điển hình của các thành phần phụ tải
Hình 3.3. Đồ thị phụ tải điển hình ngày cuối tuần của các thành phần phụ tải.
Hình 3.4. Đồ thị phụ tải điển hình ngày của LĐPP Quảng Ninh
Hình 3.5. Đồ thì phụ tải điển hình ngày đêm LĐPP Phú Thọ
Hình 3.6. Đồ thì phụ tải điển hình ngày đêm LĐPP Trà Vinh
Hình 3.7. Đồ thì phụ tải điển hình ngày đêm LĐPP Thừa Thiên Huế
Hình 3.8. Đồ thì phụ tải điển hình ngày đêm LĐPP Hải Dương

9. 7
MỞ ĐẦU
Lý do chọn đề tài
Việc đánh giá đúng mức độ tổn thất điện năng trong lưới điện đóng một vai trò
quan trọng trong công tác quản lý, quy hoạch và vận hành lưới điện. Độ chính xác
của phương pháp đánh giá tổn thất điện năng phụ thuộc số liệu thực tế thu thập
được của lưới và phụ tải và nhu cầu sử dụng. Khi thiếu số liệu về phụ tải ta thường
sử dụng các công thức kinh nghiệm trong tính toán đánh giá tổn thất điện năng. Vấn
đề đặt ra là các công thức kinh nghiệm đó được xây dựng từ số liệu thực tế của từng
lưới điện quốc gia theo từng giai đoạn nhất định. Hiện nay tại Tập đoàn Điện lực
Việt Nam vẫn đang áp dụng phương pháp đánh giá gần đúng của Liên Xô cũ sử
dụng khái niệm thời gian tổn thất công suất lớn nhất để tính toán mức tổn thất dựa
theo phụ tải trong lưới điện. Bên cạnh đó phương pháp đánh giá của Mỹ dựa vào
khái niệm hệ số tổn thất điện năng (Loss factor) cũng được sử dụng nhiều. Cả hai
phương pháp và công thức kinh nghiệm này đều không được xây dựng từ số liệu
thực tế của hệ thống điện Việt Nam nên khi áp dụng vào điều kiện lưới điện Việt
Nam có thể cho sai số nhất định.
Luận văn đặt vấn đề nghiên cứu hiệu chỉnh các công thức tính tổn thất điện
năng dựa trên các số liệu thực tế về phụ tải tất cả các địa phương của lưới điện phân
phối toàn Việt Nam thu thập được trong giai đoạn 2001-2009.
Mục đích, đối tượng và phạm vi nghiên cứu của luận văn
Từ số liệu thực tế tiêu thụ điện năng của các điện lực địa phương trong năm
2009 xây dựng đồ thị phụ tải, tính chính xác thời gian tổn thất công suất lớn nhất và
hệ số tổn thất điện sau đó so sánh với kết quả tính toán theo các công thức kinh
nghiệm nhằm đánh giá mức độ chính xác khi áp dụng các công thức kinh nghiệm về
các hệ số tổn thất trong việc tính toán tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối
Việt Nam. Hiệu chỉnh lại công thức kinh nghiệm cho sai số nhỏ hơn và phù hợp hơn
với điều kiện thực tế lưới điện phân phối nói riêng và của hệ thống điện Việt Nam
nói chung.

10. 8
Số liệu về điện năng tiêu thụ là của lưới điện phân phối của tất cả các điện lực
địa phương ở Việt Nam giai đoạn đến năm 2009.
Các nghiên cứu và tính toán mô phỏng trong luận văn được thực hiện với đối
tượng là hệ thống điện Việt Nam nói chung và phụ tải của lưới điện phân phối tại
các đơn vị điện lực nói riêng.
Các nội dung chính
Nhằm đạt được mục đích nghiên cứu trên, các nội dung sau đã được thực hiện
trong luận văn:
- Nghiên cứu yêu cầu và phương pháp đánh giá tổn thất điện năng trong lưới
điện;
- Thu thập, thống kê và tổng hợp số liệu thực về điện năng tiêu thụ, xây dựng
đồ thị phụ tải của các điện lực địa phương của hệ thống điện Việt Nam;
- Tính toán chính xác hệ số tổn thất điện năng và thời gian tổn thất công suất
lớn nhất từ đồ thị phụ tải đã xây dựng nhằm đánh giá và đề xuất hiệu chỉnh hệ số
tổn thất điện năng phù hợp với số liệu thực tế hệ thống điện Việt Nam.
Phương pháp nghiên cứu
Từ số liệu thực tế tiêu thụ điện năng của các điện lực địa phương trong năm
2009 xây dựng đồ thị phụ tải, tính chính xác thời gian tổn thất công suất lớn nhất và
hệ số tổn thất điện sau đó so sánh với kết quả tính toán theo các công thức kinh
nghiệm . Từ đó đánh giá sai số và hiệu chỉnh lại công thức kinh nghiệm tính toán
TTĐN. Trên cơ sở đó, nội dung bản thuyết minh được chia thành 4 chương như sau:
Chương 1. Yêu cầu đánh giá tổn thất điện năng trong quy hoạch và thiết kế hệ
thống điện
Chương 2. Phương pháp đánh giá tổn thất điện năng
Chương 3.Tính toán dựa trên cơ sở số liệu thực tế của hệ thống điện Việt Nam
Chương 4. Kết luận chung.

11. 9
CHƯƠNG 1. YÊU CẦU ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TRONG QUY HOẠCH VÀ THIẾT KẾ HỆ THỐNG ĐIỆN
1.1. Khái niệm tổn thất điện năng
Theo định nghĩa từ [4], tổn thất điện năng (TTĐN) trên được hiểu hệ thống
điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình truyền tải và phân phối điện từ
thanh cái các nhà máy điện qua hệ thống lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối
đến các hộ sử dụng điện.
Chính vì vậy, tổn thất điện năng còn được định nghĩa là điện năng dùng để
truyền tải, phân phối điện và là một trong những chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của
ngành điện. Tổn thất điện năng được phân chia thành hai loại cơ bản là tổn thất
kỹ thuật và tổn thất thương mại. Tổn thất điện năng cao đồng nghĩa hiệu quả sử
dụng năng lượng thấp.
Trong tài liệu hướng dẫn đánh giá tổn thất điện năng của EVN ([7]), tổn
thất điện năng ký hiệu là ∆A trên một lưới điệntrong một khoảng thời gian T
(thông thường T= 8760h tương ứng với thời gian 1 năm)được tính bởi tổng điện
năng nhận vào Anhận trừ tổng điện năng giao đi Agiao của lưới điện trong khoảng
thời gian T đó được xác định bởi hệ thống đo đếm điện năng tại các điểm ranh
giới của lưới điện đó và tại điểm bán cho khách hàng hộ tiêu thụ điện sử dụng
điện
Tức là: ∆A = Anhận – Agiao, (kWh) (1.1)
Từ [1], phân loại tổn thất điện năng trong lưới điện như sau:
1. Tổn thất điện năng kỹ thuật là tổn thất điện năng gây ra do bản chất
vật lý của đường dây dẫn điện, trang thiết bị điện trên lưới điện phân phối.
2. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật là tổn thất điện năng do ảnh hưởng của
các yếu tố trong quá trình quản lý kinh doanh điện mà không phải do bản chất
vật lý của đường dây dẫn điện, trang thiết bị điện trên lưới điện phân phối gây ra.
∆A = ∆AKT + ∆APKT (1.2)

12. 10
Trên hình 1.1 là minh họa tổn thất trong các phần tử của hệ thống điện.
Hình 1.1 Tổn thất điện năng trong hệ thống điện
TTĐN trên lưới điện hiện nay của EVN chủ yếu là TTĐN kỹ thuật - đó là
lượng điện tiêu hao trên lưới điện trong quá trình truyền tải, phân phối. Do thiết
bị điện, dây dẫn có điện trở, khi có dòng điện chạy qua, xảy ra quá trình vật lý
làm phát nóng thiết bị, dây dẫn gây ra tổn hao điện năng. Ngoài ra đối với đường
dây cao áp 110kV trở lên có tổn thất vầng quang; đối với đường cáp ngầm, tụ

13. 11
điện có tổn hao điện môi; đường dây điện đi song song với đường dây khác như
dây chống sét, dây thông tin thì có tổn hao điện năng do hỗ cảm. Phần TTĐN này
là quá trình vật lý tất yếu xảy ra và không thể giảm về không được. Tổn thất kỹ
thuật phụ thuộc nhiều vào đặc điểm hệ thống điện và chi phí đầu tư cho hệ
thống.
Tổn thất điện năng kỹ thuật phân thành 2 loại (theo [1]):
- TTĐN phụ thuộc vào dòng điện (I2
): lượng điện năng tiêu hao do phát
nóng trên các phần tử khi có dòng điện đi qua. Tổn thất điện năng do phát nóng
chủ yếu trên điện trở tác dụng của đường dây và của các cuộn dây trong MBA.
Đây là hai thành phần chính của tổn thất kỹ thuật có thể được xác định dựa trên
tính toán ở chế độ xác lập của lưới điện.
- TTĐN phụ thuộc vào điện áp (U2
): bao gồm tổn thất vầng quang điện, tổn
thất do rò điện, tổn thất không tải của MBA, tổn thất trong mạch từ của các thiết
bị đo lường... Trong đó tổn thất không tải của MBA là thành phần lớn nhất,
không phụ thuộc tải nên có thể xác định thông qua số liệu của các TBA.
Như vậy TTĐN trên hệ thống điện phụ thuộc kết cấu lưới điện, phân bổ
nguồn điện và đặc điểm phụ tải (tỉ trọng công nghiệp, mức độ tập trung đóng vai
trò quan trọng hay cũng chính là phân bố công suất trên lưới). Một hệ thống điện
được đầu tư hiện đại, khoảng cách truyền tải điện ngắn, có nhiều phụ tải công
nghiệp lớn, tập trung sẽ có TTĐN thấp và ngược lại hệ thống điện phải truyền tải
trên các đường dây dài, phụ tải rải rác sẽ có TTĐN cao hơn.
Ta có thể tách biệt TTĐN trên lưới truyền tải (lưới cao áp) gồm các cấp
điện áp 500kV, 220kV và 110kV với TTĐN trên lưới phân phối (lưới trung áp và
hạ áp).
Lưới điện phân phối là phần lưới điện nối từ các trạm biến áp trung gian,
trực tiếp cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ (theo [2,3]). Lưới phân phối thường
bao gồm 2 loại cấp điện áp: Lưới trung áp (có điện áp 1÷35kV) và lưới hạ áp
(380V, cùng một số đường dây và trạm biến áp 110kV được sử dụng phân phối
điện cho các phụ tải công nghiệp lớn. Hầu hết lưới điện phân phối đều có dạng

14. 12
mạch hở hoặc là lưới kín nhưng vận hành hở, khi đó công suất trên các đoạn lưới
có thể coi như biến đổi đồng nhất với công suất của phụ tải ở cuối đoạn lưới đó.
TTĐN phi kỹ thuật gồm các nguyên nhân :
- Trộm điện ở khách hàng có đặt điện năng kế bằng cách câu trước điện kế,
làm điện kế chạy chậm hay không thực hiện đúng hợp đồng mua bán điện.
- Ăn cắp điện : Câu điện sử dụng bất hợp pháp
- Điện kế hoạt động sai
- Sự làm việc không đúng của nhân viên điện lực ghi chỉ số công tơ và thu
tiền điện
1.2. Các biện pháp giảm tổn thất điện năng
Các biện pháp giảm tổn thất điện năng bao gồm :
+ Biện pháp quản lý kỹ thuật - vận hành
+ Biện pháp quản lý kinh doanh
Biện pháp quản lý kỹ thuật vận hành:
- Không để quá tải đường dây, máy biến áp: Theo dõi các thông số vận
hành lưới điện, tình hình tăng trưởng phụ tải để có kế hoạch vận hành, cải tạo
lưới điện, hoán chuyển máy biến áp đầy, non tải một cách hợp lý, không để quá
tải đường dây, quá tải máy biến áp trên lưới điện.
- Không để các MBA phụ tải vận hành tải lệch pha. Định kỳ hàng tháng
đo dòng tải từng pha Ia , Ib , Ic và dòng điện dây trung tính Io để thực hiện cân
pha khi dòng điện Io lớn hơn 15% trung bình cộng dòng điện các pha.
- Đảm bảo vận hành phương thức tối ưu: Thường xuyên tính toán kiểm tra
đảm bảo phương thức vận hành tối ưu trên lưới điện. Đảm bảo duy trì điện áp
trong giới hạn cao cho phép theo quy định hiện hành và khả năng chịu đựng của
thiết bị.
- Lắp đặt và vận hành tối ưu tụ bù công suất phản kháng: Theo dõi thường
xuyên cosφ các nút trên lưới điện, tính toán vị trí và dung lượng lắp đặt tụ bù tối
ưu để quyết định lắp đặt, hoán chuyển và vận hành hợp lý các bộ tụ trên lưới

15. 13
nhằm giảm TTĐN. Đảm bảo cosφ trung bình tại lộ tổng trung thế trạm 110 kV
tối thiểu là 0,98.
- Kiểm tra, bảo dưỡng lưới điện ở tình trạng vận hành tốt: Thực hiện kiểm
tra bảo dưỡng lưới điện đảm bảo các tiêu chuẩt kỹ thuật vận hành: Hành lang
lưới điện, tiếp địa, mối tiếp xúc, cách điện của đường dây, thiết bị… Không để
các mối nối, tiếp xúc (trên dây dẫn, cáp, đầu cực thiết bị v.v...) tiếp xúc không tốt
gây phát nóng dẫn đến tăng TTĐN.
- Thực hiện tốt công tác quản lý kỹ thuật vận hành ngăn ngừa sự cố: Đảm
bảo lưới điện không bị sự cố để duy trì kết dây cơ bản có TTĐN thấp.
- Thực hiện vận hành kinh tế máy biến áp:
+ Trường hợp TBA có 2 hay nhiều MBA vận hành song song cần
xem xét vận hành kinh tế máy biến áp, chọn thời điểm đóng, cắt máy biến áp
theo đồ thị phụ tải.
+ Đối với các khách hàng hộ tiêu thụ điện có TBA chuyên dùng
(trạm 110 kV, trạm trung áp) mà tính chất của phụ tải hoạt động theo mùa vụ
(trạm bơm thủy nông, sản xuất đường mía v.v...), ngoài thời gian này chỉ phục vụ
cho nhu cầu sử dụng điện của văn phòng, nhân viên quản lý trạm bơm, đơn vị
kinh doanh bán điện phải vận động, thuyết phục khách hàng hộ tiêu thụ điện lắp
đặt thêm MBA có công suất nhỏ riêng phù hợp phục vụ cho nhu cầu này hoặc
cấp bằng nguồn điện hạ thế khu vực nếu có điều kiện để tách MBA chính ra khỏi
vận hành.
- Hạn chế các thành phần không cân bằng và sóng hài bậc cao: Thực hiện
kiểm tra đối với khách hàng hộ tiêu thụ điện gây méo điện áp (các lò hồ quang
điện, các phụ tải máy hàn công suất lớnv.v …) trên lưới điện. Trong điều kiện
gây ảnh hưởng lớn đến méo điện áp, yêu cầu khách hàng hộ tiêu thụ điện phải có
giải pháp khắc phục.
- Từng bước loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất
cao bằng các thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp (đặc biệt là đối với
MBA).

16. 14
- Tính toán và quản lý TTĐN kỹ thuật: Thực hiện tính toán TTĐN kỹ
thuật của từng trạm biến áp, từng đường dây, từng khu vực để quản lý, đánh giá
và đề ra các biện pháp giảm TTĐN phù hợp.
Biện pháp quản lý kinh doanh
- Đối với kiểm định ban đầu công tơ: Phải đảm bảo chất lượng kiểm định
ban đầu công tơ để công tơ đo đếm chính xác trong cả chu kỳ làm việc (5 năm
đối với công tơ 1 pha, 2 năm đối với công tơ 3 pha).
- Đối với hệ thống đo đếm lắp đặt mới: Phải đảm bảo thiết kế lắp đặt hệ
thống đo đếm bao gồm công tơ, TU, TI và các thiết bị giám sát từ xa (nếu có)
đảm bảo cấp chính xác, được niêm phong kẹp chì và có các giá trị định mức
(dòng điện, điện áp, tỉ số biến…) phù hợp với phụ tải. Xây dựng và thực hiện
nghiêm quy định về lắp đặt, kiểm tra và nghiệm thu công tơ để đảm bảo sự giám
sát chéo giữa các khâu nhằm đảm bảo không có sai sót trong quá trình lắp đặt,
nghiệm thu hệ thống đo đếm.
- Thực hiện kiểm định, thay thế định kỳ công tơ đúng thời hạn theo quy
định (5 năm đối với công tơ 1 pha, 02 năm đối với công tơ 3 pha).
- Thực hiện kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm: Thực hiện quy định về
kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm (công tơ, TU, TI…) để đảm bảo các thiết
bị đo đếm trên lưới được niêm phong quản lý tốt, có cấp chính xác phù hợp đảm
bảo đo đếm đúng. Thực hiện chế độ quản lý, kiểm tra để kịp thời phát hiện và
thay thế ngay thiết bị đo đếm bị sự cố (công tơ kẹt cháy, TU, TI cháy hỏng…),
hư hỏng hoặc bị can thiệp trái phép trên lưới điện. Không được để công tơ kẹt
cháy quá một chu kỳ ghi chỉ số.
- Củng cố nâng cấp hệ thống đo đếm: Từng bước áp dụng công nghệ mới,
lắp đặt thay thế các thiết bị đo đếm có cấp chính xác cao cho phụ tải lớn. Thay
thế công tơ điện tử 3 pha cho các phụ tải lớn; áp dụng các phương pháp đo xa,
giám sát thiết bị đo đếm từ xa cho các phụ tải lớn nhằm tăng cường theo dõi, phát
hiện sai sót, sự cố trong đo đếm.

17. 15
- Thực hiện lịch ghi chỉ số công tơ: Đảm bảo ghi chỉ số công tơ đúng lộ
trình, chu kỳ theo quy định, đúng ngày đã thỏa thuận với khách hàng hộ tiêu thụ
điện, tạo điều kiện để khách hàng hộ tiêu thụ điện cùng giám sát, đảm bảo chính
xác kết quả ghi chỉ số công tơ và kết quả sản lượng tính toán TTĐN. Củng cố và
nâng cao chất lượng ghi chỉ số công tơ, đặc biệt đối với khu vực thuê dịch vụ
điện nông thôn ghi chỉ số nhằm mục đích phát hiện kịp thời công tơ kẹt cháy, hư
hỏng ngay trong quá trình ghi chỉ số để xử lý kịp thời.
- Khoanh vùng đánh giá TTĐN: Thực hiện lắp đặt công tơ ranh giới, công
tơ cho từng xuất tuyến, công tơ tổng từng TBA phụ tải qua đó theo dõi đánh giá
biến động TTĐN của từng xuất tuyến, từng TBA công cộng hàng tháng và lũy kế
đến tháng thực hiện để có biện pháp xử lý đối với những biến động TTĐN. Đồng
thời so sánh kết quả lũy kế với kết quả tính toán TTĐN kỹ thuật để đánh giá thực
tế vận hành cũng như khả năng có TTĐN thương mại thuộc khu vực đang xem
xét.
- Đảm bảo phụ tải đúng với từng đường dây, từng khu vực.
- Kiểm tra, xử lý nghiêm và tuyên truyền ngăn ngừa các biểu hiện lấy cắp
điện: Tăng cường công tác kiểm tra chống các hành vi lấy cắp điện, cần thực hiện
thường xuyên liên tục trên mọi địa bàn, đặc biệt là đối với các khu vực nông thôn
mới tiếp nhận bán lẻ; Phối hợp với các cơ quan chức năng và chính quyền địa
phương xử lý nghiêm theo đúng quy định đối với các vụ vi phạm lấy cắp điện.
Phối hợp với các cơ quan truyền thông tuyên truyền ngăn ngừa biểu hiện lấy cắp
điện. Giáo dục để các nhân viên quản lý vận hành, các đơn vị và người dân quan
tâm đến vấn đề giảm TTĐN, tiết kiệm điện năng.
- Thực hiện tăng cường nghiệp vụ quản lý khác: Xây dựng và thực hiện
nghiêm quy định quản lý kìm, chì niêm phong công tơ, TU, TI , hộp bảo vệ hệ
thống đo đếm; xây dựng quy định kiểm tra, xác minh đối với các trường hợp
công tơ cháy, mất cắp, hư hỏng… nhằm ngăn ngừa hiện tương thông đồng với
khách hàng hộ tiêu thụ điện vi phạm sử dụng điện; Tăng cường phúc tra ghi chỉ
số công tơ để đảm bảo việc ghi chỉ số đúng quy định của quy trình kinh doanh.

18. 16
1.3. Yêu cầu đánh giá tổn thất điện năng
Tổn thất điện năng là một trong những tiêu chí kinh tế kỹ thuật quan trọng
của ngành điện. TTĐN thể hiện hiệu quả sử dụng năng lượng. Vì vậy, việc đánh
giá tổn thất trong thiết kế, quy hoạch và vận hành hệ thống điện nói chung và
lưới điện phân phối là một yêu cầu bức thiết. Từ việc đánh giá đúng mức độ tổn
thất điện năng sẽ đưa ra được những kết quả nghiên cứu, các giải pháp mới để
giảm tỷ lệ tổn thất điện năng xuống mức hợp lý đã và đang là mục tiêu của ngành
điện tất cả các nước nhằm nâng cao hiệu quả trong quá trình sản xuất kinh doanh,
giúp giảm áp lực đầu tư nguồn điện, là cơ sở để tính đúng, tính đủ giá thành điện.
Chính vì vậy trong thông tư 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015
của Bộ Công Thương ngày 18 tháng 11 năm 2015 tại mục 3 điều 15 quy định
trình tự phê duyệt chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện năng hàng
năm của lưới điện phân phối
1. Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách
nhiệm xây dựng kế hoạch về độ tin cậy cung cấp điện và tổn thất điện năng
cho năm tiếp theo của các Đơn vị phân phối điện để trình Cục Điều tiết điện lực
xem xét, phê duyệt.
2. Trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực phê duyệt chỉ
tiêu độ tincậy cung cấp điện và tổn thất điện năng của từng Đơn vị phân phối
điện làm cơ sở tính toán chi phí phân phối điện cho Đơn vị phân phối điện.
1.4. Kết luận chương 1
Tổn thất điện năng (TTĐN) trên hệ thống điện là lượng điện năng tiêu hao
cho quá trình truyền tải và phân phối điện từ thanh cái các nhà máy điện qua hệ
thống lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến các hộ sử dụng điện. TTĐN
bao gồm hai loại là TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật. Giảm TTĐN kỹ thuật
thông qua cải tạo lưới điện và cải thiện các điều kiện vận hành còn TTĐN phi kỹ
thuật còn giảm TTĐN phi kỹ thuật thông qua các biện pháp quản lý hành chính.
Đánh giá TTĐN là một trong 3 nhiệm vụ chính của công tác chống TTĐN bên

19. 17
cạnh các biện pháp kiểm soát giảm TTĐN trong hệ thống và quản lý phòng
chống ăn cắp điện năng. Chương tiếp theo tác giả dự kiến tìm hiểu các phương
pháp đánh giá tổn thất điện năng đang được áp dụng phổ biến hiện nay trong
công tác thiết kế, quy hoạch và vận hành LĐPP.

20. 18
CHƯƠNG 2. PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
2.1. Cơ sở lý thuyết đánh giá tổn thất điện năng
Trong hầu hết các tính toán TTĐN với thành phần chính là tổn thất trên điện trở dây
dẫn và các cuộn dây MBA, các công thức đều xuất phát từ việc xác định tổn thất do phát
nóng trên điện trở tác dụng của các phần tử ([2]).
Trên cơ sở định luật Joule do phát nóng trên điện trở tác dụng, tổn thất công suất
(TTCS) tác dụng do phát nóng tại mỗi thời điểm ∆P(t) tỷ lệ thuận với bình phương của
cường độ dòng điện It đi qua điện trở R:
2 2 2
2
2 2
3 t t t
t
t t
S P Q
P I R R R
U U

    (2.1)
Trong đó St và Ut là công suất toàn phần đi qua điện trở R và điện áp ở vị trí tương
ứng với St tại mỗi thời điểm t. Qua số liệu thống kê thực tế, các phụ tải điện được cho
dưới dạng công suất, vì thế nhiều tính toán chế độ của lưới điện được thực hiện thông qua
phân bố công suất St thay vì dòng điện It.
Tổn thất công suất tác dụng ∆P(t) là TTĐN trên điện trở R trong một đơn vị thời
gian, do đó TTĐN trong thời gian T là tích phân của TTCS tại mỗi thời điểm t theo thời
gian vận hành T:
2 2 2
2
2 2
0 0
( ) 3
T T T T
t t t
t
t t
o o
S P Q
A P t dt R I dt R dt R dt
U U

     
   
(2.2)
TTCS tác dụng ∆P(t) thay đổi theo thời gian và phụ thuộc vào phụ tải, với nhiều
thông số không thể thu thập được, nhất là đối với lưới điện phân phối (LĐPP). Vì thế
trong từng tính toán thực tế với TTĐN, các công thức trên được vận dụng khác nhau.
Theo (2.2), tổn thất công suất tác dụng gây ra TTĐN trên điện trở R, trong khoảng
thời gian T đó là tích phân của tổn thất công suất theo thời gian vận hành.

21. 19
2.2. Phương pháp đánh giá dựa theo thiết bị đo
2.2.1. Đánh giá TTĐN theo chỉ số công tơ
Việc đánh giá TTĐN bằng các thiết bị đo đếm cho kết quả chính xác theo công thức
(1.1). Tuy nhiên, kết quả xác định được sẽ bao gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ
thuật và không định lượng được TTĐN kỹ thuật dẫn đến không thể sử dụng được tính
toán tối ưu hóa vận hành hệ thống, thiết kế và quy hoạch.
Tổng TTĐN được xác định bằng cách đo như sau:
Hình 2.1. Sơ đồ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo.
Phương pháp đo: sử dụng các thiết bị đo đếm điện năng được đồng bộ trong cùng
thời gian khảo sát tại tất cả các mạch vào và ra (tại ranh giới giao và nhận điện năng) khỏi
khu vực lưới điện cần xác định TTĐN. Khi đó:
( ) ( )
1 1
m n
i k
N G nhan giao
i k
A A A A A
 
    
  (2.3)
Với:
- ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh), xác định trong khoảng
thời gian T;
A nhËn
1
A nhËn
m
AGiao
n
AGiao
1
líi ®iÖn
( A)
... ...

22. 20
- AN là tổng điện năng nhận (kWh) từ các thiết bị đo tại nguồn của lưới điện trong
khoảng thời gian T;
- AG là tổng điện năng tiêu thụ (kWh) từ các thiết bị đo tại nơi giao (tiêu thụ) điện
năng trong khoảng thời gian T.
Cụ thể, theo [4], tổng điện năng sản xuất của Việt Nam năm 2009 là 86,9 tỷ kWh,
điện năng tiêu thụ cùng kỳ là 74,5 tỷ kWh. Khi đó tổng TTĐN trong năm tính được theo
công thức (1.1) sẽ là :
ΔAΣ = AN - AG = 86,9.109
- 74,5.109
= 12,4.109
(kWh)
Trên thực tế LĐPP ta thấy:
- Các thiết bị công tơ không đồng bộ, thời điểm ghi chỉ số không giống nhau dẫn
đến gây sai số. Các nhược điểm này rất khó để giải quyết.
- Kết quả thu được của phương pháp này bao gồm cả TTĐN phi kỹ thuật, còn gọi là
tổn thất kinh doanh, không thể biết được TTĐN kỹ thuật do đặc điểm cấu trúc lưới điện
và đặc trưng của phụ tải. Muốn đánh giá mức độ tổn thất kỹ thuật, cần có nghiên cứu
đánh giá xác định được tỷ lệ tổn thất kỹ thuật trong tổng TTĐN.
Chính vì vậy để giảm thiểu sai số người ta sử dụng thiết bị đo tổn thất công suất.
2.1.2. Đánh giá TTĐN theo đồng đồ đo đếm tổn thất điện năng
Trong lưới điện người ta có thể xác định tổn thất điện năng trực tiếp bằng cách mắc
trực tiếp các đồng hồ đo đếm tổn thất điện năng tại các nút mua bán giao nhận điện năng.
a. Cách mắc đồng hồ đo tổn thất công suất
+ Đối với lưới truyền tải :
Nếu các đường dây truyền tải 220kV , 110kV có chiều dài lớn hơn 60km thì phải
đặt hai đồng hồ ở đầu và ở cuối đường dây múc đích là đo được cả phần TTĐN do dòng
rò điện dung gây ra

23. 21
Nếu các đường dây truyền tải có chiều dài lớn hơn 60km thì chỉ cần phải đặt một
đồng hồ ở đầu đường dây
+ Đối với đường dây phân phối chỉ cần phải đặt một đồng hồ ở đầu đường dây
+ Đối với MBA đồng hồ đo đếm tổn thất được đặt ở mối đầu cuộn dây của MBA 3
cuộn dây và một đầu cuộn dây của MBA 2 cuộn dây.
b. Công thức xác định tổn thất điện năng theo đồng hồ đo đếm TTĐN
2 3
3. . . .10 ( W )
i
A k R N k h

  (2.4)
Trong đó : ki là tỷ số máy biến dòng
R là điện trở tương đương của mạng điện
N là chỉ số đồng hồ đo được trong thời gian T được xác đinh bởi
công thức N=I2
.T
Thực tế cho thấy:
- Phương pháp này chỉ xác định được tổng hao tổn năng lượng của mạng, không chỉ
ra được các thời điểm tổn hao cực đại và cực tiểu , số liệu cần thiết để san bằng phụ tải.
- Khi đã có công tơ đo đếm phục vụ mua bán, việc lắp đặt các đồng hồ đo đếm tại
nhiều hay tất cả các vị trí là không hiệu quả do chỉ có mục đích duy nhất là xác định
TTĐN.
2.3. Tính chính xác TTĐN từ số liệu phụ tải đầy đủ
Theo (2.2), tổn thất công suất tác dụng gây ra TTĐN trên điện trở R, trong khoảng
thời gian T đó là tích phân của tổn thất công suất theo thời gian vận hành.
Đối với lưới điện phân phối thường có cấu trúc mạch hở, hoặc mạch kín vận hành
hở thì công suất đi qua các phần tử của lưới điện có thể coi như biến đổi theo công suất
phụ tải cuối mỗi đoạn lưới. Khi đó nếu biết đồ thị phụ tải ngày đêm (24 giờ) với giá trị
của phụ tải từng giờ thì TTĐN trong một ngày sẽ là:

24. 22
2 2 2
24 24
24 2 2
1 1
. ( .1 ) . ( .1 )
i i
dm dm
S P Q
A R h R h
U U
 

  
 
(2.5)
TTĐN cả năm được tính bằng cách nhân TTĐN một ngày đêm với số ngày tương
ứng trong năm:
365
1
( . )
k
i i
i
A k A

 
 (2.6)
Trong đó ΔAi là TTĐN ngày đêm tính cho loại đồ thị phụ tải i, ki là số ngày có đồ
thị phụ tải i và có tổng cộng k loại đồ thị phụ tải, khi đó:
1
365
k
i
i
k



Phụ tải thay đổi theo nhu cầu của sinh hoạt và sản xuất, vì thế giá trị phụ tải biến đổi
theo một quy luật tương đối giống nhau giữa ngày này và ngày khác trong 1 năm có thể
dự đoán được quy luật ấy một cách tương đối. Đồ thị phụ tải thể hiện quy luật ấy.Có thể
có đồ thị phụ tải ngày đêm, cho biết sự biến đổi của phụ tải trong ngày đêm; hoặc đồ thị
phụ tải kéo dài được xây dựng cho phụ tải trong một khoảng thời gian khảo sát cụ thể,
thường là 1 năm.
Từ các số liệu phụ tải đầy đủ ta có thể xây dựng đồ thị phụ tải. Đồ thị phụ tải
thường được phân loại theo mùa, tháng hoặc ngày điển hình trong tuần. Ví dụ có đồ thị
phụ tải cho ngày làm việc (251 ngày) và đồ thị phụ tải ngày cuối tuần (104 ngày) điển
hình (theo [4]).

25. 23
Hình 2.2. Đồ thị phụ tải ngày đêm
Đồ thị phụ tải ngày đêm là giá trị trung bình của phụ tải trong ngày đêm của 1 tuần,
mùa hay năm. Đối với đồ thị phụ tải ngày đêm, các thông số quan trọng bao gồm (hình
2.2):
- Công suất yêu cầu lớn nhất Smax (hoặc Pmax) sáng và tối (còn gọi là đỉnh sáng và
đỉnh tối);
- Công suất yêu cầu trung bình Stb (hoặc Ptb):
24
0
max
( ).
tb
P t dt
P
P


(2.7)
- Thời gian xảy ra công suất cao và thấp điểm trong ngày.
Trên cơ sở đồ thị phụ tải ngày đêm có thể xây dựng đồ thị kéo dài năm bằng cách
sắp xếp các giá trị phụ tải từng giờ theo thứ tự từ cao xuống thấp, mỗi giá trị phụ tải có độ
kéo dài trên đồ thị bằng số giờ xảy ra trong năm (hình 2.3).

26. 24
Hình 2.3. Đồ thị phụ tải kéo dài năm
Đối với đồ thị phụ tải kéo dài năm thì thông số quan trong là phụ tải cực đại và cực
tiểu năm. Diện tích bao phủ bởi đồ thị phụ tải và trục hoành chính là điện năng tiêu thụ
của phụ tải trong toàn bộ thời gian.
Như vậy đối với đồ thị phụ tải ngày đêm, điện năng tiêu thụ trong 24 giờ sẽ là tính
phân của công suất tác dụng P theo thời gian t trong 1 ngày đêm:
24
(24)
0
( ).
A P t dt
  (2.8)
Còn đối với đồ thị phụ tải kéo dài năm:
8760
(8760)
0
( ).
A P t dt
  (2.9)
Trên thực tế, nhiều trường hợp không thể có dữ liệu về đồ thị phụ tải, nhất là trong
quy hoạch thiết kế lưới điện. Khi đó người ta tìm cách xác định các đặc trưng tiêu thụ
điện năng của phụ tải bao gồm thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax và hệ số tải LF.

27. 25
Nếu cho biết đồ thị phụ tải (ĐTPT) kéo dài năm có hình bậc thang với n bậc, mỗi
bậc kéo dài trong khoảng thời gian Δti và có công suất phụ tải Si không đổi (hình 2.4), thì
TTĐN được xác định như sau:
2 2 2
2 2 2
1 1 1
. . .( . . )
n n n
i i i
i i i
i i i
i i i
S P Q
A R t R t t
U U U
  
      
   (2.10)
Hình 2.4. Đồ thị phụ tải kéo dài hình bậc thang
Đối với lưới điện phân phối giá trị Ut được coi gần đúng bằng giá trị Uđm, khi đó ta
có:
2 2
2
1 1
.( ).
n n
i i i
dm
R
A P Q t
U
   
 
(2.11)
Tổn thất điện năng thường được tính theo ĐTPT kéo dài với Δti = 1h, như vậy giá
trị tổn thất cho 1 năm sẽ là:
8760 8760
2 2
2
1 1
.( ).
i i i
t t
dm
R
A P Q t
U  
   
  (2.12)

28. 26
2.4. Đánh giá theo các công thức kinh nghiệm
2.4.1. Theo khái niệm thời gian tổn thất công suất lớn nhất
2.4.1.1.Thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ
Từ (2.10) và giả thiết nếu đồ thị là trơn ta có thiết viết lại công thức như sau:
8760 8760
2 2 2 2
ax ax
2 2
0 0
.( ) ( )
t t m P m Q
dm dm
R R
A P dt Q dt P Q
U U
 
    
  (2.13)
Trong đó:
P là thời gian tổn thất công suất lớn nhất do công suất tác dụng (CSTD) gây ra;
Q là thời gian tổn thất lớn nhất do công suất phản kháng (CSPK) gây ra, chúng phụ
thuộc vào đồ thị CSTD và CSPK của phụ tải.
Cụ thể biểu thức xác định các giá trị P và Q như sau:
8760
8760
2
2
1 0
2 2
ax ax
t
i
t
P
m m
P dt
P t
P P
 

 
 
;
8760
8760
2
2
1 0
2 2
ax ax
t
i
t
Q
m m
Q dt
Q t
Q Q
 

 
 
(2.14)
Trong thực tế tính toán, thường giả thiết rằng đồ thị CSPK và CSTD có hình dạng
gần giống nhau, đồng nghĩa với việc coi hệ số công suất cos của phụ tải không đổi theo

thời gian.
Với giả thiết trên thì Q = P = và ta có thể viết công thức tính TTĐN như sau :

2
2 2 ax
ax ax ax
2 2
( ). . .
m
m m m
dm dm
S
R
A P Q R P
U U
  
      (2.15)
8760
8760
2
2
1 0
2 2
ax ax
t
i
t
m m
I dt
S t
S I
 

 
 
(2.16)

29. 27
Thông số gọi là thời gian tổn thất công suất lớn nhất; đặc trưng cho khả năng
 
gây ra tổn thất điện năng do phát nóng trên một điện trở R trong khoảng thời gian khảo
sát T=8760h của một phụ tải cụ thể.
Ý nghĩa của thông số rất rõ ràng, nếu dòng điện I
 t luôn bằng Imax không đổi thì
trong thời gian (giờ) nó gây ra tổn thất đúng bằng TTĐN do dòng điện thật gây ra trong

cả năm (T=8760h). Như vậy, nếu biết thời gian tổn thất công suất lớn nhất ta có thể tính

được TTĐN năm theo công thức (2.15).
Giá trị được sử dụng tính toán TTĐN trong quy hoạch và thiết kế điện. Thời gian

tổn thất công suất lớn nhất thường được áp dụng trong tính toán TTĐN kỹ thuật trong

lưới điện khi biết các đặc trưng của đồ thị phụ tải kéo dài năm.
2.4.1.2.Thời gian sử dụng công suất lớn Tmax
Thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax là đặc trưng quan trọng của phụ tải điện
trong LĐPP. Tmax mang ý nghĩa là thời gian với giả thiết công suất phụ tải luôn không
đổi và bằng công suất phụ tải cực đại Pmax sẽ cho lượng điện năng tiêu thụ bằng đồ thị
phụ tải thực. Tmax được xác định từ đồ thị phụ tải kéo dài năm .
Như vậy 0 < Tmax ≤ 8760h:
8760
0
max
max max
( ).
P t dt
A
T
P P
 

(2.17)
Một đặc trưng khác của đồ thị phụ tải là hệ số sử dụng (còn gọi là hệ số điền kín của
phụ tải):
max
tb
sd
P
K
P

(2.18)

30. 28
Trong đó Ptb là công suất trung bình trong thời gian khảo sát T:
0
( ).
T
tb
P t dt
P
T


(2.19)
2.4.1.3. Tính τ từ Tmax theo công thức kinh nghiệm
Khi không có số liệu đầy đủ về phụ tải việc xây dựng công thức kinh nghiệm để
phục vụ trong một số trường hợp như tính toán TTĐN trong công tác thiết kế hay quy
hoạch LĐPP là thực sự cần thiết. Đây cũng là phương pháp này cũng thường xuyên được
áp dụng tại các đơn vị thuộc tập đoàn điện lực Việt Nam khi thống kê TTĐN hàng năm
theo [4,7].
Từ việc coi thời gian TTCS lớn nhất là hàm số phụ thuộc T
 max và hệ số công suất
cosφ của phụ tải :
max
( ,cos )
f T
 
 (2.20)
Nếu coi cosφ của phụ tải không đổi, giá trị chỉ còn phụ thuộc T
 max và được tính
toán thống kê theo số liệu của phụ tải, có thể được cho dưới dạng bảng (bảng 2.1), đường
cong (hình 2.2) hoặc theo các công thức kinh nghiệm và dùng cho các trường hợp cần
xác định nhanh TTĐN trên lưới điện không có số liệu về đồ thị công suất của phụ tải.
Công thức kinh nghiệm nhằm tính toán giá trị theo T
 max được thành lập từ số liệu
thống kê về đặc trưng tiêu thụ điện năng của phụ tải. Các công thức thường được sử dụng
trên thực tế là:
1) 4
ax
(0,124 .10 ).8760
m
T
 
  (giờ) (2.21)
2)
2
max
max
0,7.
0,3.
8760
T
T
   (giờ) (2.22)

31. 29
Trong đó công thức (2.19) được xây dựng từ số liệu thực tế của HTĐ Liên Xô (cũ),
nhưng vẫn đang là công thức được sử dụng chính thức tại EVN, Bộ Công thương cũng
như trong giảng dạy tại Việt Nam.
Ngoài ra, theo quy trình tính toán tại Liên Xô (cũ), còn có thể tra gần đúng theo đồ

thị quan hệ = f(Tmax,cosφ) với mỗi giá trị cosφ cụ thể của phụ tải, như trên hình 2.5

(theo [2])
Hình 2.5. Đồ thị  = f(Tmax)
Hoặc có thể tra theo T
 max như ở bảng dưới đây:

32. 30
Bảng 2.1. Bảng tra giá trị theo Tmax
Tmax (h)  (h) Tmax (h)  (h) Tmax (h)  (h)
4000 2500 5500 4000 7000 5900
4500 3000 6000 4600 7500 6600
5000 3500 6500 5200 8000 7400
Các công thức và đường cong xác định nêu trên chỉ là phương pháp gần đúng, đặc

biệt là được xây dựng số liệu của nước ngoài trong khoảng thời gian cách đây khá lâu nên
khi áp dụng cho tính toán TTĐN cho HTĐ Việt Nam chắc chắn có sai số. Việc đánh giá
sai số đó là cần thiết. Tuy nhiên công thức (2.21) là công thức với các hệ số đã xác định
nên rất khó hiệu chỉnh. Muốn hiệu chỉnh được cần nghiên cứu và làm rõ nguồn gốc để
đưa ra các hệ số đó.
2.4.2. Tính theo khái niệm hệ số tổn hao (tổn thất) điện năng (LsF)
2.4.2.1. Hệ số tổn thất điện năng (LsF)
Hệ số tổn thất LsF là tỷ lệ giữa dòng điện trung bình bình phương I2
tb và bình
phương của dòng điện cực đại I2
max. Như vậy hệ số tổn thất điện năng LsF cũng là tỷ số
giữa tổn hao công suất trung bình ∆Ptb và tổn hao công suất khi phụ tải cực đại ∆Pmax
trong một khoảng thời gian xác định T.
Trong đó dòng điện trung bình bình phương I2
tb là được coi là dòng điện có giá trị
không đổi, khi chạy trên lưới trong suốt thời gian khảo sát T sẽ gây nên TTĐN đúng bằng
tổn thất điện năng do dòng điện làm việc gây ra (hình 2.6). Hay nói cách khác diện tích

33. 31
hình chữ nhật giới hạn bởi đường thẳng I2
tb và đồ thị I2
theo thời gian t (h) trong khoảng
thời gian T là bằng nhau. Hình dáng của đồ thị I2
theo t (h) trên hình 2.7 cũng chính là
hình dáng cỉa đồ thị thể hiện sự biến đổi tổn thất công suất tác dụng P theo thời gian.
Thời gian tính toán tổn thất công suất thưởng được lấy trong 1 năm với giá trị T=8760h.
Hệ số tổn thất điện năng LsF là thường được sử dụng như một phương pháp để tính
toán TTĐN khi có đồ thị ngày đêm như hình 2.2.
Hình 2.6: Đồ thị dòng điện trung bình bình phương Itb
2
Khi đó ta có:
8760
2 2
0
3 3 . .8760
t tb
A R I dt R I
  
 (2.23)
Ở đây I2
tb là dòng điện trung bình bình phương, tính trong khoảng thời gian khảo
sát T (8760 giờ) với :
8760
2
2 0
8760
t
tb
I dt
I 

(2.24)

34. 32
Với :
2
2
ax ax
tb tb
m m
I P
LsF
I P

 

(2.25)
Nếu nhân và chia vào công thức tính I2
tb (2.15) cho I2
max thì:
2
2 2
ax ax
2
ax
3 . .8760 .3 . . .8760
tb
tb m m
m
I
A R I I R LsF P
I
     (2.26)
Như vậy nếu biết giá trị LsF, có thể xác định TTĐN trên lưới điện dựa theo công
thức (2.26).
2.4.2.2. Hệ số tải LF
Hệ số tải LF là đặc trưng tiêu thụ điện năng quan trọng của phụ tải. Cũng chính là tỷ
lệ giữa dòng điện trung bình Itb và dòng điện làm việc cực đại:
max
tb
I
LF
I
 (2.27)
Trong thực tế tính toán, thường giả thiết rằng đồ thị CSPK và CSTD có hình dạng
gần giống nhau hay nói cách khác là CSPK và CSTD biến đổi tương đương nhau, đồng
nghĩa với việc coi hệ số công suất cos của phụ tải không đổi theo thời gian.
 Khi đó hệ số
tải LF tính theo (2.27) và hệ số sử dụng Ksd tính theo (2.16) là như nhau. Quan hệ giữa
LF và Tmax được coi là tuyến tính :
max max
max max . 8760
tb
I T T
A
LF
I P T T
    (2.28)
2.4.2.3. Tính LsF từ LF theo công thức kinh nghiệm
Công thức biểu diễn quan hệ này phụ thuộc công suất phụ tải và thời gian tức là phụ
thuộc biểu đồ của các phụ tải. Từ năm 1928, những nghiên cứu ban đầu của Buller và
Woodrow đã đưa ra công thức kinh nghiệm về quan hệ này như sau (theo [12,13,15]):
2
. (1 )
LsF k LF k LF
   (2.29)

35. 33
Với k là hệ số hiệu chỉnh, 0 ≤ k ≤1.
Theo nghiên cứu của nhóm tác giả Lã Minh Khánh, Trương Ngọc Minh, Phùng Văn
Phú [9] dựa trên đánh giá các phụ tải của lưới điện khu vực đã chọn hệ số k phù hợp nhất
là 0,3. Khi đó, quan hệ giữa LsF và LF có dạng:
2
0,3. 0,7.
LsF LF LF
  (2.30)
Các kết quả tính toán TTĐN sử dụng công thức (2.28) theo một số đánh giá (theo
[15]) là chấp nhận được và được áp dụng phổ biến.
Ngoài công thức (2.27), quan hệ giữa LsF và LF cũng được đề xuất với dạng hàm
số mũ vào năm 1959 ([11,15]).
( )k
LsF LF
 (2.31)
Với số mũ thường chọn là k = 1,6.
Trong nghiên cứu năm 1988 ([12,13]), công thức kinh nghiệm (2.27) được đánh giá
lại dựa trên cơ sở thống kê của 31 phụ tải khu vực Bắc Mỹ với tổng số 65 biểu đồ công
suất vận hành trong khoảng thời gian từ 1976-1985. Hệ số k được lấy bằng 0,08; công
thức mới có dạng như sau:
LsF = 0,08.LF + 0,92.(LF)
2
Hàm mũ: LsF = (LF)
1,192
Rõ ràng và với mỗi số liệu thực tế của từng khu vực khác nhau lại cho ra các công
thức kinh nghiệm khác nhau.
Khi thu thập đầy đủ số liệu về điện năng tiêu thụ của các LĐPP đến năm 2009, tác
giả đã đặt vấn đề tính toán và hiệu chỉnh lại công thức kinh nghiệm (2.30) hay nói cách
khác là chọn hệ số k phù hợp hơn để thay vào công thức (2.29).

36. 34
Từ số liệu thực tế tiêu thụ điện năng của các điện lực địa phương trong năm 2009
xây dựng đồ thị phụ tải, tính chính xác thời gian tổn thất công suất lớn nhất và hệ số tổn
thất điện sau đó so sánh với kết quả tính toán theo các công thức kinh nghiệm . Từ đó
đánh giá sai số và hiệu chỉnh lại công thức kinh nghiệm tính toán TTĐN bằng cách xác
định lại hệ số k mới qua công thức (2.29). Và hệ số k mới này chính là kết quả tính toán
hiệu chỉnh từ số liệu thực tế của chính hệ thống điện Việt Nam dự kiến sẽ phù hợp hơn
các hệ số cũ.
2.5. Kết luận chương 2
Cả 3 phương pháp đánh giá TTĐN nêu trên đều có ưu và nhược điểm riêng. Tuy
nhiên trong bài toán thiết kế quy hoạch và vận hành LĐPP thì phương pháp sử dụng các
công thức kinh nghiệm là phù hợp nhất do trong nhiều trường hợp số liệu phụ tải không
thể thu thập và tổng hợp một cách đầy đủ nên không thể áp dụng phương pháp tính chính
xác. Hay do ở phương pháp đánh giá theo thiết bị đo đếm không thể tách được TTĐN phi
kỹ thuật ( phụ thuộc quản lý vận hành) và TTĐN kỹ thuật ( phụ thuộc kết cấu lưới) nên
cũng không thể áp dụng trong công tác thiết kế quy hoạch.
Trên thực tế đó các phương pháp tính toán TTĐN kỹ thuật thường dựa vào các
công thức kinh nghiệm quy đổi tính tổn thất công suất lớn nhất theo thời gian sử dụng

công suất lớn nhất Tmax hay hệ số tổn thất công suất LsF theo hệ số tải LF. Cả hai phương
pháp và công thức kinh nghiệm này đều không được xây dựng từ số liệu thực tế của hệ
thống điện Việt Nam nên khi áp dụng vào điều kiện lưới điện Việt Nam có thể cho sai số
nhất định. Việc đánh giá sai số này đồng thời hiệu chỉnh lại công thức kinh nghiệm trên
phù hợp với lưới điện Việt Nam từ chính số liệu thực tế của LĐPP Việt Nam là hoàn toàn
cần thiết. Trong chương tiếp theo của luận văn tác giả dự kiến xây dựng đồ thị phụ tải
tính toán chính xác hệ số tổn thất điện năng và thời gian tổn thất công suất lớn nhất từ số
liệu thực tế điện năng tiệu thụ các LĐPP địa phương nhằm đánh giá và đề xuất hiệu chỉnh
hệ số tổn thất điện năng phù hợp hơn trên cơ sở số liệu thực tế hệ thống điện Việt Nam
giai đoạn đến năm 2009.

37. 35
CHƯƠNG 3. TÍNH TOÁN DỰA TRÊN CƠ SỞ SỐ LIỆU THỰC TỂ CỦA HỆ
THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
3.1 Số liệu thực tế của hệ thống điện Việt Nam
Số liệu thực tế của hệ thống điện Việt Nam ở đây chính là số liệu bán điện năng
thương phẩm theo từng thành phần phụ tải của các lưới điện phân phối. Các thành phần
phụ tải hay nói cách khác là phụ tải phân loại theo thành phần kinh tế bao gồm Công
nghiệp, Nông lâm ngư nghiệp, Thương mại dịch vụ, Quản lý tiêu dùng và thành phần còn
lại (gọi là thành phần khác). Số liệu điện năng thương phẩm mà tập đoàn Điện lực Việt
Nam đã bán do Ban Kỹ thuật sản xuất EVN và Viện Năng lượng lưu trữ. Trong luận văn
này sử dụng số liệu thu thập trong giai đoạn từ 2001~2009 cho tất cả các đơn vị điện lực
địa phương trên cả nước bao gồm 24 điện lực thuộc PC1, 20 điện lực thuộc PC2, 11 điện
lực thuộc PC3 và 8 điện lực địa phương khác.
Số liệu thể hiện điện năng thương phẩm đơn vị kWH của các đơn vị điện lực cho
từng năm, từng thành phần kinh tế và tỷ lệ % của các thành phần.Dưới đây là bảng số liệu
mẫu về bán điện năng thương phẩm theo từng thành phần phụ tải của Điện lực Thái Bình
năm 2009 (theo [4]):
Bảng 3.1. Số liệu “Bán điện năng theo từng thành phần phụ tải”, Điện
lực Quảng Ninh, 2009.
Thành phần
Nông, lâm
nghiệp,
thuỷ sản
Công
nghiệp, Xây
dựng
Thương
nghiệp,
khách sạn,
nhà hàng
Quản lý,
tiêu dùng
Hoạt
động khác
Tổng cộng
Sản
lượng(kWh)
16.329.507 1.116.966.761 70.203.352 531.561.076 30.133.550 1.765.194.246
Tỷ trọng
(%)
0,93% 63,28% 3,98% 30,11% 1,71% 100%

38. 36
Với dữ liệu như trên có thể thấy mức độ tiêu thụ điện năng của từng thành phần và
tỷ lệ của từng thành phần trong điện năng tiêu thụ tổng của phụ tải trong lưới điện phân
phối của từng năm (hình 3.1).
Hình 3.1. Tỷ lệ điện năng tiêu thụ của từng thành phần phụ tải năm 2009 của
Điện lực Quảng Ninh
3.2 Xây dựng đồ thị phụ tải, tính toán cho một LĐPP mẫu
3.2.1 Xây dựng đồ thị phụ tải từ số liệu thực tế LĐPP mẫu
Khi có tỷ trọng của từng thành phần phụ tải và đồ thị phụ tải điển hình của từng
thành phần phụ tải có thể xây dựng đồ thị phụ tải của từng điện lực địa phương.
Đồ thị phụ tải điển hình được xây dựng cho 5 thành phần phụ tải của lưới điện phân
phối, bao gồm: Công nghiệp, Nông nghiệp, Thương mại, Dân dụng và Công cộng bởi
Cục Điều tiết Điện lực, Bộ Công thương năm 2006. Trong đó bao gồm Có phân thành 3
loại là ngày làm việc, ngày cuối tuần và ngày cực đại năm. Từ đồ thị phụ tải điển hình
ngày làm việc và ngày thường có thế quy đổi thành đồ thị phụ tải ngày điển hình.
Bảng số liệu phụ tải điển hình ngày làm việcngày cuối tuần theo [6] :
Bảng 3.2. Phụ tải điển hình ngày làm việc, ngày cuối tuần của các thành phần
0,93%
63,28%
3,98%
30,11%
1,71%
Nông-Lâm-Ngư
Công nghiệp
Thương nghiệp -
Dịch vụ
Quản lý - tiêu dùng
Khác

39. 37
Thành
phần
Nông nghiệp Công nghiệp Thương mại Dân dụng Công cộng
Thời
gian
(h)
Ngày
thường
Cuối
tuần
Ngày
thường
Cuối
tuần
Ngày
thường
Cuối
tuần
Ngày
thường
Cuối
tuần
Ngày
thường
Cuối
tuần
1 0,155 0,161 0,123 0,123 0,108 0,11 0,073 0,075 0,118 0,117
2 0,146 0,153 0,12 0,118 0,1 0,101 0,069 0,071 0,099 0,097
3 0,139 0,144 0,116 0,116 0,09 0,092 0,069 0,069 0,097 0,093
4 0,153 0,156 0,115 0,114 0,086 0,086 0,067 0,068 0,095 0,092
5 0,146 0,153 0,112 0,111 0,093 0,092 0,07 0,07 0,094 0,091
6 0,127 0,135 0,107 0,104 0,102 0,102 0,086 0,085 0,076 0,073
7 0,107 0,11 0,112 0,104 0,098 0,094 0,104 0,102 0,077 0,072
8 0,086 0,087 0,117 0,106 0,105 0,085 0,111 0,111 0,109 0,084
9 0,095 0,095 0,139 0,119 0,139 0,099 0,124 0,121 0,143 0,105
10 0,098 0,099 0,145 0,121 0,146 0,105 0,138 0,134 0,148 0,11
11 0,106 0,104 0,155 0,132 0,165 0,12 0,141 0,14 0,155 0,115
12 0,129 0,128 0,155 0,131 0,182 0,136 0,135 0,136 0,157 0,115
13 0,116 0,116 0,14 0,12 0,122 0,104 0,114 0,112 0,141 0,103
14 0,101 0,102 0,144 0,123 0,134 0,102 0,111 0,111 0,15 0,106
15 0,095 0,094 0,149 0,124 0,155 0,108 0,123 0,12 0,161 0,11
16 0,104 0,098 0,145 0,119 0,158 0,111 0,138 0,136 0,162 0,111
17 0,11 0,109 0,135 0,11 0,157 0,111 0,162 0,159 0,165 0,129
18 0,089 0,101 0,12 0,097 0,138 0,117 0,189 0,185 0,149 0,127
19 0,095 0,111 0,115 0,094 0,137 0,129 0,198 0,195 0,154 0,136
20 0,104 0,121 0,116 0,098 0,135 0,13 0,194 0,193 0,144 0,131
21 0,149 0,15 0,118 0,104 0,138 0,134 0,17 0,168 0,139 0,13
22 0,17 0,168 0,129 0,115 0,147 0,142 0,142 0,142 0,139 0,132
23 0,182 0,176 0,133 0,124 0,136 0,131 0,109 0,11 0,137 0,13
24 0,175 0,174 0,133 0,125 0,127 0,123 0,087 0,087 0,13 0,123
Hình 3.2 và 3.3 dưới đây thể hiện đồ thị phụ tải điển hình cho ngày làm việc và ngày
cuối tuần của 5 thành phần phụ tải trong lưới điện phân phối.

40. 38
Hình 3.2. Đồ thị ngày làm việc điển hình của các thành phần phụ tải
Hình 3.3. Đồ thị phụ tải điển hình ngày cuối tuần của các thành phần phụ tải.
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Nông nghiệp
Công nghiệp
Thương mại
Dân dụng
Công cộng
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Nông
nghiệp
Công
nghiệp
Thương mại

41. 39
Đồ thị phụ tải điển hình 24 giờ cho biết tỷ lệ công suất tương đối trong từng giờ của
mỗi thành phần phụ tải.
Ở đây ta chọn số liệu của Điện lực Quảng Ninh như ở bảng 3.1 làm LĐPP mẫu để
xây dựng đồ thị phụ tải điển hình.
Gọi Ai với i =1÷5 lần lượt là điện năng tiêu thụ của các thành phần phụ tải trong 1
năm gồm nông nghiệp, công nghiệp, thương mại, dân dụng và công cộng.
Xác định công suất tương đối mỗi giờ:
5
( )
1
( . )
i i
t t
i
A
P P
A

  (3.1)
Bảng kết quả tính công suất tương đối mỗi giờ ngày làm việc và ngày cuối tuần như
bảng dưới :
Bảng 3.3. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày làm việc và ngày cuối tuần
LĐPP Quảng Ninh
t (h) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Ngày thường 0,108 0,104 0,101 0,099 0,099 0,100 0,108 0,114 0,134 0,143 0,151 0,150
Cuối tuần 0,108 0,103 0,101 0,099 0,098 0,098 0,103 0,106 0,118 0,124 0,133 0,132
t (h) 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ngày thường 0,131 0,133 0,141 0,143 0,144 0,142 0,141 0,141 0,135 0,134 0,126 0,119
Cuối tuần 0,117 0,118 0,122 0,123 0,125 0,125 0,127 0,129 0,125 0,125 0,121 0,114

42. 40
Từ bảng kết quả, tiến hành xác định thời điểm công suất lớn nhất (phụ tải đỉnh ngàu
đêm) tương đối Pmax, cho Pmax =1 và quy đổi tương ứng các giá trị công suất trong các
giờ còn lại kt = Pt/Pmax.
Bảng 3.4. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày làm việc và ngày cuối tuần
LĐPP Quảng Ninh quy đổi theo công suất max
t (h) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
ngày
thường
0,714 0,688 0,668 0,659 0,654 0,664 0,719 0,758 0,890 0,946 1,000 0,994
cuối
tuần
0,812 0,773 0,755 0,743 0,734 0,734 0,769 0,796 0,887 0,929 1,000 0,993
t (h) 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
ngày
thường
0,871 0,885 0,936 0,951 0,957 0,940 0,938 0,933 0,896 0,890 0,839 0,791
cuối
tuần
0,874 0,885 0,912 0,926 0,938 0,936 0,950 0,965 0,940 0,937 0,905 0,854
Tiếp theo tính công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình bởi công thức:
1 2
. .
t t t
P n Pnt n Pct
  (3.1)
Trong đó Pnttvà Pcttlà công suất tương đối ngày thường, ngày cuối tuần trong giờ t
của thành phần phụ tải i, với t = 1÷24 theo bảng 3.4 và n1 là số ngày làm việc và n2 là số
ngày cuối tuần tương ứng. Cụ thể n1= 5 và n2= 2.
Từ bảng kết quả, tiến hành xác định thời điểm công suất lớn nhất (phụ tải đỉnh ngàu
đêm) tương đối Pmax, cho Pmax =1 và quy đổi tương ứng các giá trị công suất trong các
giờ còn lại kt = Pt/Pmax.

43. 41
Bảng 3.5. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Quảng Ninh
t (h) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Quảng
Ninh
0,742 0,712 0,693 0,683 0,677 0,684 0,733 0,769 0,889 0,941 1,000 0,994
Quy
đổi
0,742 0,712 0,693 0,683 0,677 0,684 0,733 0,769 0,889 0,941 1,000 0,994
t (h) 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Quảng
Ninh
0,872 0,885 0,929 0,944 0,952 0,939 0,941 0,942 0,909 0,904 0,857 0,809
Quy
đổi
0,872 0,885 0,929 0,944 0,952 0,939 0,941 0,942 0,909 0,904 0,857 0,809
Từ bảng 3.5 xây dựng đồ thị phụ tải điển hình ngày của LĐPP Quảng Ninh như hình
3.4
Hình 3.4. Đồ thị phụ tải điển hình ngày của LĐPP Quảng Ninh
0,000
0,200
0,400
0,600
0,800
1,000
1,200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
P/Pmax
Đồ thị ngày điển hình LĐPP Quảng Ninh

44. 42
Đồ thị phụ tải của Quảng Ninh tương đối bằng phẳng; có giá trị cực đại là đỉnh sáng
(lúc 11h), phù hợp với thực tế vận hành của lưới điện một tỉnh công nghiệp.
3.2.2.Tính toán cho so liệu LĐPP mẫu
Từ bảng 3.5 đồng thời xác định thời gian sử dụng công suất lớn nhất thực tế:
24
ax 24
24
1
max
ax ax 1
.
.365 .365 .365 7446( )
m t
t
m m
P K
A
T K h
P P

   

 (3.2)
Hệ số tải:
24 24 24
ax
1 1 1
ax ax
/ 24 /
0,850
24 24
t m t
tb
m m
P Pt P K
P
LF
P P
    
  
(3.3)
Tính chính xác thời gian tổn thất công suất lớn nhất và hệ số tổn thất điện năng:
24
2
24 24
2
2
8760 1
2 2 2
max ax ax
1 1
365.
365. 365. 6429( )
t
t t
cx t
m m
t t
P
A P
K h
P P P
 
 

    


  (3.4)
24 24
2 2
1 1
365.
/ 0,734
8760 24
t t
t t
cx cx
K K
LsF T
  
   
 
, (3.5)
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất và hệ số tổn thất theo công thức kinh nghiệm:
4 2
1 ax
(0,124 .10 ) .8760 6609( )
kn m
T h
 
   (3.6)
2
ax
2 ax
0,7.
0,3. 6664( )
8760
m
kn m
T
T h
   
(3.7)
2
. (1 ). 0,761
kn
LsF k LF k LF
    , với k=0,3 (3.8)

45. 43
Bảng tổng hợp kết quả các thông số tính toán cho LĐPP Quảng Ninh:
Bảng 3.6. Tổng hợp kết quả tính toán cho LĐPP Quảng Ninh
Tmax(h) 7746 LF 0,850
cx
 (h) 6429 cx
LsF 0,734
1
kn
 (h) 6609 kn
LsF 0,761
2
kn
 (h) 6664
Từ bảng kết quả 3.6 trên dễ dàng nhận thấy xu hướng có sai số khi sử dụng các công
thức kinh nghiệm.
3.3. Tính toán cho số liệu cả hệ thống điện Việt Nam
3.3.1 Quy trình tính toán
Có thể tóm tắt quy trình tính toán so sánh hệ số tổn thất như sau:
1. Thu thập dữ liệu điện năng tiêu thụ của phụ tải và đồ thị phụ tải ngày điển hình
của 5 thành phần phụ tải. Số liệu tính toán dựa trên nguồn là Ban Kỹ thuật sản xuất, EVN
và Cục Điều tiết điện lực, Bộ Công thương năm 2010. Cụ thể chi tiết về dữ liệu đã trình
bày trong mục 3.1.
2. Xây dựng đồ thị phụ tải ngày đêm cho ngày làm việc và ngày điển hình của lưới
điện phân phối, phương pháp đã trình bày trong mục 3.2.1
3. Tính toán tổn thất điện năng và các hệ số quy đổi:
3.a Xác đinh các giá trị Tmax, LF từ đồ thị phụ tải ngày đêm xây dựng ở bước 2
tương tự LĐPP mẫu và công thức rút gọn (3.2) và (3.3).

46. 44
3.b Xác đinh các giá trị chính xác của τ, LsF từ đồ thị phụ tải ngày đêm xây dựng ở
bước 2 tương tự LĐPP mẫu và công thức rút gọn (3.4) và (3.5).
3.c Xác định các giá trị của τ, LsF theo các công thức kinh nghiệm (3.6), (3.7) và
(3.8) từ kết quả tính được Tmax và LF trong bước 3.a.
4. So sánh và đánh giá kết quả.
Sai số trong kết quả tính hệ số tổn thất theo 3.b và 3.c được đánh giá như sau:
.100%
KN CX
CX


 (3.9)
Trong đó KN là kết quả tính theo công thức kinh nghiệm và CX là kết quả tính
chính xác theo đồ thị phụ tải.
3.3.2 Kết quả tính toán
Quy trình tính toán trên được áp dụng cho số liệu thực tế điện năng tiêu thụ của tất
cả các điện lực địa phương gồm gồm 24 điện lực thuộc PC1, 20 điện lực thuộc PC2, 11
điện lực thuộc PC3 và 8 điện lực địa phương khác trong giai đoạn 2001-2009
3.3.2.1. Một số đồ thị điển hình ngày đêm
a. Lưới điện phân phối Phú Thọ
Kết quả tính công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Phú Thọ được cho ở
bảng sau:
Bảng 3.7. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Phú Thọ
t(h) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Pt 0,717 0,688 0,672 0,662 0,657 0,673 0,733 0,772 0,888 0,944 0,998 0,985
Kt 0,718 0,690 0,673 0,663 0,659 0,675 0,734 0,774 0,889 0,946 1,000 0,987
t(h) 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

47. 45
Pt 0,866 0,875 0,922 0,945 0,970 0,980 0,988 0,986 0,936 0,909 0,845 0,786
Kt 0,868 0,877 0,924 0,947 0,972 0,982 0,990 0,988 0,938 0,911 0,847 0,787
Đồ thị phụ tải điển hình ngày đêm của LĐPP Phú Thọ tương đối bằng phẳng với
LF= 0,852 có xu hướng đạt đỉnh tại thời điểm 11h và 19 h phản ánh đúng tính chất lưới
điện của một tỉnh mà thành phần phụ tải công nghiệp và tiêu dùng chiếm tỷ trọng lớn.
Hình 3.5. Đồ thì phụ tải điển hình ngày đêm LĐPP Phú Thọ
b. Lưới điện phân phối Trà Vinh
Kết quả tính công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Trà Vinh ở bảng :
0,000
0,200
0,400
0,600
0,800
1,000
1,200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1213 1415 1617 1819 20 212223 24
P/Pmax
Đồ thị ngày điển hình của Phú Thọ

48. 46
Bảng 3.8. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Trà Vinh
t(h) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Pt 0,527 0,500 0,491 0,481 0,487 0,535 0,608 0,650 0,738 0,801 0,836 0,817
Kt 0,534 0,508 0,498 0,488 0,494 0,543 0,617 0,659 0,749 0,813 0,849 0,829
t(h) 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Pt 0,701 0,701 0,753 0,805 0,881 0,956 0,985 0,973 0,886 0,800 0,682 0,595
Kt 0,712 0,711 0,765 0,817 0,895 0,970 1,000 0,988 0,899 0,812 0,693 0,604
Đồ thị phụ tải điển hình ngày đêm của LĐPP Trà Vinh trực thuộc PC2:
Hình 3.6. Đồ thì phụ tải điển hình ngày đêm LĐPP Trà Vinh
0,000
0,200
0,400
0,600
0,800
1,000
1,200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
P/Pmax
Đồ thị ngày điển hình của Trà Vinh

49. 47
Lưới phân phối Trà Vinh có chênh lệch giữa phụ tải max và min lớn hơn với LF =
0,727; phụ tải cực đại ngày tại 19h phản ánh đúng tính chất một lưới điện trong đó thành
phần phụ tải tiêu dùng chiếm tỷ trọng rất lớn đến 65,61%.
Đồ thị phụ tải điển hình LĐPP Thừa Thiên Huế:
c. Lưới điện phân phối Thừa Thiên Huế
Kết quả tính công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Thừa Thiên Huế ở
bảng :
Bảng 3.9. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Thừa Thiên Huế
t
(h) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Pt 0,709 0,677 0,659 0,649 0,647 0,665 0,720 0,760 0,879 0,936 0,990 0,983
Kt 0,711 0,679 0,660 0,651 0,649 0,667 0,722 0,762 0,881 0,938 0,993 0,986
t
(h) 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Pt 0,855 0,864 0,914 0,942 0,973 0,985 0,997 0,993 0,944 0,915 0,845 0,782
Kt 0,857 0,867 0,917 0,944 0,976 0,987 1,000 0,996 0,947 0,918 0,847 0,784
Đồ thị phụ tải điển hình ngày đêm của LĐPP Thừa Thiên Huế tương đối bằng
phẳng với LF= 0,847 đạt đỉnh tại thời điểm 11h và 19 h phản ánh đúng tính chất lưới điện
của một tỉnh mà thành phần phụ tải công nghiệp và tiêu dùng đều chiếm tỷ trọng lớn như
ở hình 3.7 dưới đây:

50. 48
Hình 3.7. Đồ thì phụ tải điển hình ngày đêm LĐPP Thừa Thiên Huế
d. Lưới điện phân phối Hải Dương
Kết quả tính công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Hải Dương ở bảng :
Bảng 3.10. Bảng công suất tương đối mỗi giờ ngày điển hình LĐPP Hải Dương
t
(h) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Pt 0,713 0,686 0,668 0,660 0,654 0,664 0,717 0,751 0,864 0,917 0,971 0,961
Kt 0,735 0,706 0,689 0,681 0,674 0,684 0,738 0,773 0,890 0,945 1,000 0,990
t
(h) 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Pt 0,847 0,856 0,899 0,918 0,935 0,934 0,939 0,939 0,901 0,886 0,833 0,780
Kt 0,873 0,882 0,926 0,946 0,963 0,962 0,968 0,968 0,929 0,913 0,858 0,804
0,000
0,200
0,400
0,600
0,800
1,000
1,200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
P/Pmax
Đồ thị ngày điển hình của Thừa Thiên -Huế

51. 49
Đồ thị phụ tải điển hình ngày đêm LĐPP Hải Dương như hình dưới là đồ thị bằng
phẳng nhất với LF= 0,854 lớn nhất trong tất cả các điện phương trong cả nước đạt đỉnh tại
thời điểm 11h, đặc trung cho một tỉnh công nghiệp.
Hình 3.8. Đồ thì phụ tải điển hình ngày đêm LĐPP Hải Dương
3.3.2.2. Bảng tổng hợp Tmax, 



, LF, LsF các LĐPP năm 2009
Áp dụng quy trình tại mục 3.3.1 theo số liệu thực tế điện năng tiêu thụ tất các điện
lực địa phương ta thu được kết quả tính toán cho toàn hệ thống điện Việt Nam như sau
(bảng 3.11):
0,000
0,200
0,400
0,600
0,800
1,000
1,200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
P/Pmax
Đồ thị ngày điển hình của Hải Dương

52. 50
Bảng 3.11. Tổng hợp kết quả tính Tmax, , LF, LsF cho các LĐPP năm 2009
LĐPP
Tmax ,
(h)
cx, h kn1, h kn2 , h LF LsF cx LsFkn
Công thức Theo
(3.7)
Theo
(3.8) 
Theo
(2.11) 
Theo
(2.12) 
Theo
(3.9)
Theo
(3.10)
Theo
(2.27)
Nam Định 6711 5331 5539 5613 0,766 0,609 0,641
Phú Thọ 7460 6480 6630 6685 0,852 0,740 0,763
Quảng Ninh 7446 6429 6609 6664 0,850 0,734 0,761
Thái Nguyên 7434 6409 6591 6647 0,849 0,732 0,759
Bắc Giang 6320 4789 5007 5088 0,721 0,547 0,581
Thanh Hóa 7047 5830 6016 6083 0,804 0,666 0,694
Thái Bình 6893 5597 5794 5865 0,787 0,639 0,669
Yên Bái 7337 6290 6445 6503 0,838 0,718 0,742
Lạng Sơn 6370 4861 5073 5153 0,727 0,555 0,588
Tuyên Quang 6790 5449 5648 5721 0,775 0,622 0,653
Nghệ An 6591 5161 5372 5448 0,752 0,589 0,622
Cao Bằng 6954 5694 5882 5951 0,794 0,650 0,679
Sơn La 6645 5244 5447 5522 0,759 0,599 0,630
Hà Tĩnh 6087 4486 4703 4787 0,695 0,512 0,546
Hòa Bình 6440 4955 5167 5246 0,735 0,566 0,599
Lào Cai 7412 6354 6558 6614 0,846 0,725 0,755
Điện Biên 6240 4689 4901 4983 0,712 0,535 0,569

53. 51
LĐPP
Tmax ,
(h)
cx, h kn1, h kn2 , h LF LsF cx LsFkn
Công thức Theo
(3.7)
Theo
(3.8) 
Theo
(2.11) 
Theo
(2.12) 
Theo
(3.9)
Theo
(3.10)
Theo
(2.27)
Hà Giang 6291 4756 4969 5050 0,718 0,543 0,577
Bắc Ninh 7469 6452 6644 6698 0,853 0,737 0,765
Hưng Yên 7480 6495 6661 6715 0,854 0,741 0,767
Bình Phước 6556 5116 5324 5402 0,748 0,584 0,617
Bình Thuận 6990 5749 5933 6001 0,798 0,656 0,685
Lâm Đồng 6557 5109 5325 5402 0,748 0,583 0,617
Bình Dương 7392 6304 6528 6584 0,844 0,720 0,752
Tây Ninh 7431 6445 6586 6642 0,848 0,736 0,758
Long An 7442 6415 6603 6659 0,850 0,732 0,760
Đồng Tháp 7383 6354 6513 6570 0,843 0,725 0,750
Tiền Giang 7102 5917 6097 6162 0,811 0,676 0,703
Bến Tre 6448 4966 5177 5257 0,736 0,567 0,600
Vĩnh Long 6585 5157 5363 5440 0,752 0,589 0,621
Cần Thơ 7442 6443 6603 6658 0,850 0,736 0,760
An Giang 6903 5609 5808 5879 0,788 0,640 0,671
Kiên Giang 7461 6482 6632 6686 0,852 0,740 0,763
Cà Mau 6951 5689 5877 5946 0,794 0,649 0,679
Vũng Tàu 7426 6378 6578 6634 0,848 0,728 0,757

54. 52
LĐPP
Tmax ,
(h)
cx, h kn1, h kn2 , h LF LsF cx LsFkn
Công thức Theo
(3.7)
Theo
(3.8) 
Theo
(2.11) 
Theo
(2.12) 
Theo
(3.9)
Theo
(3.10)
Theo
(2.27)
Trà Vinh 6367 4856 5069 5150 0,727 0,554 0,588
Sóc Trăng 7020 5784 5976 6043 0,801 0,660 0,690
Ninh Thuận 6809 5461 5676 5748 0,777 0,623 0,656
Bạc Liêu 5373 5246 5452 5527 0,759 0,599 0,631
Hậu Giang 6535 5085 5295 5373 0,746 0,580 0,613
Quảng Bình 7134 5968 6143 6207 0,814 0,681 0,709
Quảng Trị 6692 5305 5511 5586 0,764 0,606 0,638
Thừa Thiên -
Huế 7423 6429 6574 6630 0,847 0,734 0,757
Quảng Nam 6890 5596 5790 5860 0,786 0,639 0,669
Quảng Ngãi 6467 4991 5203 5282 0,738 0,570 0,603
Bình Định 6814 5484 5683 5755 0,778 0,626 0,657
Phú Yên 6436 4948 5162 5241 0,735 0,565 0,598
Gia Lai 6463 4986 5198 5277 0,738 0,569 0,602
Kon Tum 6511 5054 5263 5341 0,743 0,577 0,610
Đắc Lắc 6401 4902 5115 5195 0,731 0,560 0,593
Đắc Nông 6517 5060 5271 5349 0,744 0,578 0,611
Hải Phòng 7432 6420 6587 6643 0,848 0,733 0,758

55. 53
LĐPP
Tmax ,
(h)
cx, h kn1, h kn2 , h LF LsF cx LsFkn
Công thức Theo
(3.7)
Theo
(3.8) 
Theo
(2.11) 
Theo
(2.12) 
Theo
(3.9)
Theo
(3.10)
Theo
(2.27)
Đồng Nai 7437 6383 6596 6651 0,849 0,729 0,759
Ninh Bình 7461 6450 6632 6687 0,852 0,736 0,763
Hải Dương 7481 6498 6662 6716 0,854 0,742 0,767
Đà Nẵng 7323 6272 6424 6482 0,836 0,716 0,740
Khánh Hòa 7034 5819 5997 6064 0,803 0,664 0,692
Hà Nội 6680 5295 5495 5570 0,763 0,604 0,636
Tp. HCM 7250 6158 6313 6374 0,828 0,703 0,728
Dùng số liệu bảng trên tínhtheo công thức (3.9), có thể tính được sai số giữa các kết
quả tính được như trong bảng 3.13. Trong đó sai số tính được giữa giá trị từ các công thức
kinh nghiệm và cách tính chính xác từ đồ thị phụ tải.
Cụ thể các công thức kinh nghiệm được so sánh là:
1) Với thời gian TTCS lớn nhất :
4
ax
2
1 (0,124 .10 ) .8760
m
kn T


  (giờ)
ax
2
ax
2
0,7.
0,3
8760
m
m
kn
T
T
    (giờ)
2) Với hệ số tổn thất điện năng, công thức (2.26) lấy k = 0,3.

56. 54
LsF = 0,3.LF + 0,7.LF2
Kết quả tính toán sai số trong bảng 3.13 cho thấy sử dụng thời gian TTCS lớn nhất
 theo công thức (2.22) và hệ số tổn thất LsF theo công thức (2.30) sẽ cho kết quả giống
hệt nhau. Như vậy có thể không cần xét đến kết quả từ công thức (2.22) trong các kết quả
tính toán khác.
Bảng 3.12. Kết quả đánh giá sai số cx và kn; LsFcx và LsFkncho các LĐPP năm 2009
LĐPP
Sai số




kn1
Sai số




kn2
Sai số LsF
Nam Định 3,89% 5,28% 5,28%
Phú Thọ 2,32% 3,16% 3,16%
Quảng Ninh 2,80% 3,66% 3,66%
Thái Nguyên 2,85% 3,72% 3,72%
Bắc Giang 4,55% 6,25% 6,25%
Thanh Hóa 3,20% 4,34% 4,34%
Thái Bình 3,53% 4,78% 4,78%
Yên Bái 2,46% 3,39% 3,39%
Lạng Sơn 4,36% 6,02% 6,02%
Tuyên Quang 3,65% 4,98% 4,98%
Nghệ An 4,08% 5,56% 5,56%
Cao Bằng 3,30% 4,51% 4,51%
Sơn La 3,87% 5,31% 5,31%
Hà Tĩnh 4,83% 6,71% 6,71%
Hòa Bình 4,28% 5,88% 5,88%
Lào Cai 3,22% 4,10% 4,10%
Điện Biên 4,53% 6,28% 6,28%
Hà Giang 4,47% 6,19% 6,19%
Bắc Ninh 2,97% 3,81% 3,81%

57. 55
LĐPP
Sai số




kn1
Sai số




kn2
Sai số LsF
Hưng Yên 2,55% 3,38% 3,38%
Bình Phước 4,07% 5,58% 5,58%
Bình Thuận 3,20% 4,39% 4,39%
Lâm Đồng 4,22% 5,73% 5,73%
Bình Dương 3,55% 4,45% 4,45%
Tây Ninh 2,20% 3,06% 3,06%
Long An 2,94% 3,80% 3,80%
Đồng Tháp 2,51% 3,40% 3,40%
Tiền Giang 3,02% 4,12% 4,12%
Bến Tre 4,27% 5,86% 5,86%
Vĩnh Long 4,00% 5,49% 5,49%
Cần Thơ 2,48% 3,34% 3,34%
An Giang 3,56% 4,81% 4,81%
Kiên Giang 2,31% 3,15% 3,15%
Cà Mau 3,32% 4,53% 4,53%
Vũng Tàu 3,14% 4,01% 4,01%
Trà Vinh 4,39% 6,04% 6,04%
Sóc Trăng 3,32% 4,48% 4,48%
Ninh Thuận 3,93% 5,25% 5,25%
Bạc Liêu 3,92% 5,36% 5,36%
Hậu Giang 4,13% 5,66% 5,66%
Quảng Bình 2,93% 4,01% 4,01%
Quảng Trị 3,88% 5,29% 5,29%
Thừa Thiên -Huế 2,26% 3,13% 3,13%
Quảng Nam 3,46% 4,72% 4,72%
Quảng Ngãi 4,24% 5,82% 5,82%

58. 56
LĐPP
Sai số




kn1
Sai số




kn2
Sai số LsF
Bình Định 3,62% 4,93% 4,93%
Phú Yên 4,32% 5,93% 5,93%
Gia Lai 4,25% 5,83% 5,83%
Kon Tum 4,14% 5,68% 5,68%
Đắc Lắc 4,34% 5,96% 5,96%
Đắc Nông 4,16% 5,70% 5,70%
Hải Phòng 2,61% 3,47% 3,47%
Đồng Nai 3,33% 4,20% 4,20%
Ninh Bình 2,82% 3,67% 3,67%
Hải Dương 2,53% 3,36% 3,36%
Đà Nẵng 2,41% 3,35% 3,35%
Khánh Hòa 3,05% 4,20% 4,20%
Hà Nội 3,79% 5,21% 5,21%
Tp. HCM 2,52% 3,51% 3,51%
Kết quả đánh giá chung khi tính toán cho phụ tải từng phân ngành trong toàn hệ
thống như sau (bảng 3.13):
Bảng 3.13. Kết quả đánh giá sai số cx và kn; LsFcx và LsFkn cho đồ thị phụ tải của
từng thành phần phụ tải
TT Thành phần phụ tải
Sai sốcủa τ,
%
Sai sốLsF,
%
Năm 2009
1 Công nghiệp, xây dựng (Công nghiệp)
4,60 5,75

59. 57
2 Thương mại dịch vụ (Thương mại)
7,68 9,70
3 Quản lý tiêu dùng (Dân dụng)
3,40 4,85
4 Nông, lâm, ngư nghiệp (Nông nghiệp)
6,13 8,09
5 Thành phần khác (Công cộng)
5,15 7,56
Kết quả cho thấy 100% kết quả tính hệ số tổn thất điện năng và thời gian tổn thất
công suất lớn nhất bằng công thức kinh nghiệm của Mỹ đều cho sai số trong phạm vi (3%
- 7%). Lưới điện Hà Tĩnh cho sai số lớn nhất là 6,71% và sai số thấp nhất 3,06% khi áp
dụng cho lưới điện Tây Ninh. Tất cả các sai số đều dương chứng tỏ các công thức kinh
nghiệm làm tăng mức độ tổn thất điện năng khi áp dụng đánh giá. Sau khi hiệu chỉnh các
sai số TTĐN giảm đi đáng kể.
Vì thế hoàn toàn có thể tiến hành các nghiên cứu, thống kê cụ thể để hiệu chỉnh
công thức cho phụ hợp với điều kiện phụ tải của HTĐ Việt Nam.
3.3.2.3. Hiệu chỉnh công thức tính toán hệ số tổn thất
a. Hiệu chỉnh hệ số trong công thức tính LsF theo LF.
Trong các công thức kinh nghiệm nhằm tính toán thời gian TTCS lớn nhất hoặc hệ
số tổn thất, dễ thấy rằng công thức (2.29) có là có thể hiệu chỉnh linh hoạt nhất. Ở đây
luận văn đặt vấn đề hiệu chỉnh lại hệ số k nhằm đạt được độ chính xác cao hơn trong kết
quả tính toán, tức là giảm sai số tính toán đã nêu trên.
Xuất phát từ công thức (2.29) cho biết quan hệ giữa LsF và LF với hệ số hiệu chỉnh
k như sau:
LsF = k.LF + (1-k).LF2

60. 58
Yêu cầu xác đạnh giá trị k phù hợp với phụ tải tính toán của lưới điện Việt Nam, khi
đó từ công thức trên ta có thể rút ra:
2
2
LsF LF
k
LF LF



(3.10)
Khi có đủ số liệu về phụ tải, xây dựng được đồ thị phụ tải điển hình ngày đêm ta có
thể tính chính xác hệ số tổn thất điện năng LsF theo như cách tính ở công thức (3.5) mà ta
đã thực hiện với LĐPP mẫu.
Sử dụng một tập hợp các đồ thị điển hình của phụ tải P có hình dáng gần giống nhau
ta sẽ có một tập hợp các giá trị của k với miền biến động không lớn. Nhờ vậy ta có thể
chọn ra giá trị một giá trị k thích hợp với sai số chung chấp nhận được.
Kết quả tính toán hiệu chỉnh cho số liệu trong bảng 3.14 như sau:
Bảng 3.14. Kết quả tính toán hiệu chỉnh hệ số k với số liệu phụ tải hệ thống.
LĐPP LF
LsF
chinh
xac
LsF kinh
nghiem
cũ
Sai số
cũ
K phù
hợp
LsF kinh
nghiệm
với ktb
mới
Sai số
Nam Định 0,766 0,609 0,641 5,28% 0,121 0,608 -0,16%
Phú Thọ 0,852 0,740 0,763 3,16% 0,115 0,740 0,00%
Quảng Ninh 0,850 0,734 0,761 3,66% 0,089 0,737 0,45%
Thái Nguyên 0,849 0,732 0,759 3,72% 0,088 0,735 0,47%
Bắc Giang 0,721 0,547 0,581 6,25% 0,130 0,544 -0,55%
Thanh Hóa 0,804 0,666 0,694 4,34% 0,117 0,665 -0,04%
Thái Bình 0,787 0,639 0,669 4,78% 0,118 0,638 -0,07%
Yên Bái 0,838 0,718 0,742 3,39% 0,121 0,717 -0,12%

61. 59
LĐPP LF
LsF
chinh
xac
LsF kinh
nghiem
cũ
Sai số
cũ
K phù
hợp
LsF kinh
nghiệm
với ktb
mới
Sai số
Lạng Sơn 0,727 0,555 0,588 6,02% 0,132 0,552 -0,60%
Tuyên Quang 0,775 0,622 0,653 4,98% 0,122 0,621 -0,20%
Nghệ An 0,752 0,589 0,622 5,56% 0,124 0,587 -0,29%
Cao Bằng 0,794 0,650 0,679 4,51% 0,121 0,649 -0,15%
Sơn La 0,759 0,599 0,630 5,31% 0,126 0,597 -0,35%
Hà Tĩnh 0,695 0,512 0,546 6,71% 0,138 0,507 -0,95%
Hòa Bình 0,735 0,566 0,599 5,88% 0,129 0,563 -0,49%
Lào Cai 0,846 0,725 0,755 4,10% 0,071 0,731 0,78%
Điện Biên 0,712 0,535 0,569 6,28% 0,136 0,531 -0,80%
Hà Giang 0,718 0,543 0,577 6,19% 0,134 0,539 -0,71%
Bắc Ninh 0,853 0,737 0,765 3,81% 0,077 0,741 0,66%
Hưng Yên 0,854 0,741 0,767 3,38% 0,099 0,743 0,27%
Bình Phước 0,748 0,584 0,617 5,58% 0,127 0,582 -0,38%
Bình Thuận 0,798 0,656 0,685 4,39% 0,121 0,655 -0,16%
Lâm Đồng 0,748 0,583 0,617 5,73% 0,122 0,582 -0,24%
Bình Dương 0,844 0,720 0,752 4,45% 0,057 0,727 1,06%
Tây Ninh 0,848 0,736 0,758 3,06% 0,125 0,734 -0,18%
Long An 0,850 0,732 0,760 3,80% 0,083 0,736 0,57%
Đồng Tháp 0,843 0,725 0,750 3,40% 0,114 0,725 0,02%

62. 60
LĐPP LF
LsF
chinh
xac
LsF kinh
nghiem
cũ
Sai số
cũ
K phù
hợp
LsF kinh
nghiệm
với ktb
mới
Sai số
Tiền Giang 0,811 0,676 0,703 4,12% 0,118 0,675 -0,08%
Bến Tre 0,736 0,567 0,600 5,86% 0,129 0,564 -0,48%
Vĩnh Long 0,752 0,589 0,621 5,49% 0,127 0,586 -0,38%
Cần Thơ 0,850 0,736 0,760 3,34% 0,108 0,736 0,12%
An Giang 0,788 0,640 0,671 4,81% 0,116 0,640 -0,01%
Kiên Giang 0,852 0,740 0,763 3,15% 0,116 0,740 -0,01%
Cà Mau 0,794 0,649 0,679 4,53% 0,121 0,648 -0,14%
Vũng Tàu 0,848 0,728 0,757 4,01% 0,074 0,733 0,73%
Trà Vinh 0,727 0,554 0,588 6,04% 0,131 0,551 -0,58%
Sóc Trăng 0,801 0,660 0,690 4,48% 0,114 0,660 0,02%
Ninh Thuận 0,777 0,623 0,656 5,25% 0,111 0,624 0,11%
Bạc Liêu 0,759 0,599 0,631 5,36% 0,125 0,597 -0,29%
Hậu Giang 0,746 0,580 0,613 5,66% 0,127 0,578 -0,38%
Quảng Bình 0,814 0,681 0,709 4,01% 0,119 0,681 -0,10%
Quảng Trị 0,764 0,606 0,638 5,29% 0,122 0,604 -0,22%
Thừa Thiên -Huế 0,847 0,734 0,757 3,13% 0,123 0,733 -0,13%
Quảng Nam 0,786 0,639 0,669 4,72% 0,121 0,638 -0,15%
Quảng Ngãi 0,738 0,570 0,603 5,82% 0,128 0,567 -0,46%
Bình Định 0,778 0,626 0,657 4,93% 0,121 0,625 -0,17%

63. 61
LĐPP LF
LsF
chinh
xac
LsF kinh
nghiem
cũ
Sai số
cũ
K phù
hợp
LsF kinh
nghiệm
với ktb
mới
Sai số
Phú Yên 0,735 0,565 0,598 5,93% 0,128 0,562 -0,46%
Gia Lai 0,738 0,569 0,602 5,83% 0,128 0,567 -0,45%
Kon Tum 0,743 0,577 0,610 5,68% 0,128 0,574 -0,43%
Đắc Lắc 0,731 0,560 0,593 5,96% 0,130 0,557 -0,54%
Đắc Nông 0,744 0,578 0,611 5,70% 0,127 0,575 -0,40%
Hải Phòng 0,848 0,733 0,758 3,47% 0,102 0,734 0,22%
Đồng Nai 0,849 0,729 0,759 4,20% 0,061 0,736 0,95%
Ninh Bình 0,852 0,736 0,763 3,67% 0,086 0,740 0,49%
Hải Dương 0,854 0,742 0,767 3,36% 0,100 0,744 0,25%
Đà Nẵng 0,836 0,716 0,740 3,35% 0,125 0,715 -0,20%
Khánh Hòa 0,803 0,664 0,692 4,20% 0,124 0,663 -0,20%
Hà Nội 0,763 0,604 0,636 5,21% 0,126 0,602 -0,33%
Tp. HCM 0,828 0,703 0,728 3,51% 0,127 0,701 -0,25%
Hệ số Ktb 0,115
Từ bảng kết quả tính toán hiệu chỉnh 3.10 ở trên, kết quả tính hệ số k phù hợp là
0,115. Tính lại giá trị của hệ số tổn thất LsF với hệ số k này, sai số mới nhận cho cả kết
quả âm và dương với giá trị tuyệt đối được nhỏ hơn giá trị cũ khá nhiều.

64. 62
3.4. Nhận xét và kết luận chương 3
Qua đánh giá các số liệu từ kết quả tính toán được hệ số tổn thất cũng như thời gian
TTCS lớn nhất đối với phụ tải cả hệ thống điện, các thành phần phụ tải và của các đơn vị
Điện lực Địa phương, có thể rút ra một số nhận xét như sau:
- Công thức kinh nghiệm đối với các hệ số tính TTĐN đang được áp dụng cho kết
quả có sai số đáng kể so với giá trị tính chính xác từ đồ thị phụ tải.
- Sai số lớn nhất trong toàn bộ kết quả tính toán là 6,71%, có nghĩa là hệ số tổn thất
và TTĐN tính bằng công thức kinh nghiệm lớn hơn giá trị thực 6,71%. Thời gian tổn thất
công suất cũng cho sai số lớn nhất lên đến 10,35%.
- Tất cả các kết quả (100%) cho phạm vi sai số từ 3-7%, có thể chấp nhận trong một
số tính toán gần đúng.
- Xu hướng của các kết quả tính toán theo công thức kinh nghiệm đều cho thấy sai
số dương, có nghĩa là kết quả nhận được lớn hơn giá trị thực. Vì thế hệ số tổn thất có thể
hiệu chỉnh lại theo số liệu của phụ tải trong lưới điện của Việt Nam.
- Sai số khi áp dụng công thức kinh nghiệm tính thời gian tổn thất công suất lớn nhất
theo Liên Xô là bé hơn công thức kinh nghiệm của Mỹ với k=0,3.
Nhằm mục đích đưa ra kết quả hiệu chỉnh phù hợp nhất đối với điều kiện Việt Nam,
các tính toán cần được tiến hành với một khối lượng dữ liệu của phụ tải đủ lớn trong giai
đoạn vận hành hiện nay. Tuy nhiên trong nội dung bản luận văn, các tính toán cho một kết
quả hiệu chỉnh sơ bộ theo dữ liệu phụ tải hệ thống đến năm 2009. Qua đó, thay thế hệ số k
được lựa chọn trong công thức kinh nghiệm cũ là 0,3 bằng hệ số phù hợp hơn là 0,115 thì
kết quả tính toán cho sai số giảm đi đáng kể, sai số nhỏ và đảo dấu chứng tỏ giá trị K mới
đã tiệm cận với giá trị k phù hợp nhất.

65. 63
Như vậy, sau khi hiệu chỉnh các hệ số của công thức kinh nghiệm, giá trị thời gian
tổn thất công suất lớn nhất τ và hệ số tổn thất LsF có thể tính theo Tmax và hệ số tải LF
tương ứng như sau:
2
ax
ax
0,885.
0,115.
8760
m
m
T
T
  
Và: 2
0,115. 0,885.
LsF LF LF
 
Với các công thức trên, kết quả tính toán mới cho sai số trung bình chỉ còn 0,35 %.

66. 64
CHƯƠNG 4. KẾT LUẬN CHUNG
Việc đánh giá đúng mức độ tổn thất điện năng trong lưới điện đóng một vai trò
quan trọng trong công tác quản lý, quy hoạch và vận hành lưới điện. Độ chính xác của
phương pháp đánh giá tổn thất điện năng phụ thuộc số liệu thực tế thu thập được của
lưới và phụ tải và nhu cầu sử dụng. Khi thiếu số liệu về phụ tải ta thường sử dụng các
công thức kinh nghiệm trong tính toán đánh giá tổn thất điện năng. Các công thức kinh
nghiệm đó được xây dựng từ số liệu thực tế của từng lưới điện quốc gia theo từng giai
đoạn nhất định. Hiện nay tại Tập đoàn Điện lực Việt Nam vẫn đang áp dụng phương
pháp đánh giá gần đúng của Liên Xô cũ sử dụng khái niệm thời gian tổn thất công suất
lớn nhất để tính toán mức tổn thất dựa theo phụ tải trong lưới điện. Bên cạnh đó
phương pháp đánh giá của Mỹ dựa vào khái niệm hệ số tổn thất điện năng (Loss factor)
cũng được sử dụng nhiều.
Cả hai phương pháp đánh giá dựa trên công thức kinh nghiệm tính toán thời gian
tổn thất công suất lớn nhất và hệ số tổn hảo điện năng đang được áp dụng nhiếu nhất
này đều không được xây dựng từ số liệu thực tế của hệ thống điện Việt Nam nên khi áp
dụng vào điều kiện lưới điện Việt Nam có thể cho sai số nhất định.
Tổn thất điện năng trên hệ thống điện phụ thuộc kết cấu lưới điện, phân bổ nguồn
điện và đặc điểm phụ tải (tỉ trọng công nghiệp, mức độ tập trung đóng vai trò quan
trọng).
Với đầy đủ số liệu về phụ tải lưới phân phối Việt Nam thu thập được đến năm
2009 của Việt Nam luận văn đã xây dựng đồ thị phụ tải, tính chính xác thời gian tổn
thất công suất lớn nhất và hệ số tổn thất điện sau đó so sánh với kết quả tính toán theo
các công thức kinh nghiệm. Từ đóđánh giá được mức độ chính xác của các phương
pháp đánh giá tổn thất điện năng dựa vào các công thức kinh nghiệmvà hiệu chỉnh lại
công thức kinh nghiệmtính toán TTĐN phù hợp hơn với điều kiện thực tế lưới điện
phân phối nói riêng và của hệ thống điện Việt Nam nói chung.

67. 65
Kết quả cho thấy 100% kết quả tính hệ số tổn thất điện năng và thời gian tổn thất
công suất lớn nhất bằng công thức kinh nghiệm của Mỹ với k=0,3 đều cho sai số trong
phạm vi (3% - 7%). Lưới điện Hà Tĩnh cho sai số lớn nhất là 6,71% và sai số thấp nhất
3,06% khi áp dụng cho lưới điện Tây Ninh. Tất cả các sai số đều dương chứng tỏ các
công thức kinh nghiệm làm tăng mức độ tổn thất điện năng khi áp dụng đánh giá. Sau
khi hiệu chỉnh các sai số TTĐN giảm đi đáng kể và đảo dấu. Sau khi tính toán lại với
số liệu thực tế, sai số trung bình sau khi hiệu chỉnh chỉ là 0,35%. Như vậy hệ số k
=0,115 đã tiệm cận với giá trị phù hợp nhất và chứng tỏ hiệu quả đối với các số liệu
thực tế của Việt Nam giai đoạn 2001-2009.
Do số liệu thu thập về điện năng tiêu thụ tác giả có và sử dụng để tính toán là từ
năm 2009 nên cần thiết có các nghiên cứu tiếp theo, mở rộng thực hiện các tính toán
đánh giá với một dữ liệu của phụ tải trong giai đoạn vận hành gần nhất cũng như các
dự báo phụ tải tương lai gần. Ngoài ra có thể xem xét đánh giá và hiệu chỉnh lại công
thức kinh nghiệm tính thời gian tổn thất công suất lớn nhất của Liên Xô cũ. Các nghiên
cứu này nhằm mục đích đề xuất hệ số hiệu chỉnh chính xác nhất cho toàn bộ lưới điện
Việt Nam.

68. 66
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1. Trần Bách (2004). . NXB Khoa học và Kỹ
Lưới điện và Hệ thống điện, Tập 2
thuật, Hà Nội.
2. Trần Bách (2007). . NXB Giáo Dục, Hà Nội.
Giáo trình lưới điện
3. Bộ Công thương (2015). Quy định hệ thống điện phân phối. Thông tư số
39/2015/TT-BCT, Hà Nội.
4. Hội Điện lực Việt Nam (2011). Đánh giá tiềm năng và các giải pháp giảm tổn
thất điện năng trong hệ thống điện Việt Nam đến năm 2015. Dự án nghiên cứu
khoa học cấp nhà nước. Bộ Công thương, Hà Nội.
5. Lã Minh Khánh, Trương Ngọc Minh, Trần Kỳ Phúc, Trương Khánh Điệp
(2012). Một phương pháp xây dựng đồ thị phụ tải cho lưới điện phân phối Việt
Nam. Tạp chí Khoa học và Công nghệ, số 90, Hà Nội.
6. Phùng Văn Phú (2008). Tìm hiểu các phương pháp đánh giá tổn thất điện năng
kỹ thuật trong lưới điện phân phối, ứng dụng đánh giá tổn thất điện năng cho
lưới phân phối Việt Nam. Luận văn thạc sỹ, ĐH Bách Khoa Hà Nội.
7. Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVN (2008). Quy định về tính toán tổn thất điện
năng tại các đơn vị điện lực toàn quốc. Công văn số 288/QĐ-EVN-KTLĐ-
KD&ĐNT, Hà Nội.
8. Central Intelligence Agency (2012). The World Factbook - Country
Comparison. Internet Publication.
9. La Minh Khanh, Truong Ngoc Minh, Phung Van Phu (2012). Evaluation of the
relationship between load and loss factors in Vietnam power distribution
networks. Journal of Science and technology, No. 89, Vol. 1.
10. De Oliveira M.E, Boson D.F.A, Padilha-Feltrin A. (2008), A Statistical
Analysis of Loss Factor to Determine the Energy Losses, Transmission and
Distribution Conference and Exposition: Latin America, IEEE/PES.
11. Grainger J.J., Kendrew T.J. (1989), Evaluation of Technical Losses on Electric
Distribution Systems, IEEE/PES 10
th
International Conference on Electricity
Distribution, CIRED.

69. 67
12. Gustafson M.W., Baylor J.S. (1989), Approximating the System Losses
Equation, IEEE Power Engineering Review, Volume 9, Issue 8.
13. Gustafson M.W., Baylor J.S. (1988), The equivalent hours loss factor revisited
power systems. IEEE Transactions on Power Systems, Vol.3, No.4.
14. Santos D. Cicero M.P (2006), Determination of Electric Power Losses in
Distribution Systems, IEEE/PES Transmission & Distribution Conference and
Exposition: Latin America.
15. Turan Goenen (1986). Electric Power Distribution System Engineering. Mc-
Graw Hill Series in Electrical Engineering.