1. Lý do chọn đề tài … · 1. Lý do chọn đề tài Ngành Điện là một trong những ngành nghề đặc thù của xã hội, với phương châm "Điện đi

1

MỞ ĐẦU

1. Lý do chọn đề tài

Ngành Điện là một trong những ngành nghề đặc thù của xã hội, với

phương châm "Điện đi trước một bước", tạo đà cho nền kinh tế phát triển.

Cùng với sự phát triển kinh tế xã hội hiện nay của huyện Châu Thành, tỉnh

Long An thì nhu cầu tiêu thụ điện năng tăng lên rất cao. Do đó phải có các

biện pháp để đảm bảo chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng, đồng

thời phải có biện pháp để giảm tổn thất điện năng nhằm đem lại hiệu quả kinh

tế cho ngành điện.

Hiện nay, tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối của huyện Châu

Thành, tỉnh Long An còn khá cao so với các huyện còn lại của tỉnh. Cụ thể:

năm 2011là 8,02%; năm 2012 là 7,83%; năm 2013 là 8,55%, năm 2014 là

8,19%. Qua thống kê cho thấy chỉ tiêu tỷ lệ TTĐN tăng giảm bất thường, do

đó đòi hỏi phải có công tác quản lý cũng như giải pháp kỹ thuật hiệu quả nhằm

làm giảm TTĐN. Trên cơ sở đó, người viết xin đề xuất hướng nghiên cứu của

đề tài luận văn tốt nghiệp Thạc sĩ “Nghiên cứu và đề xuất một số giải pháp

giảm tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu Thành, tỉnh

Long An”.

2. Mục đích nghiên cứu

Mục đích nghiên cứu của luận văn này là phân tích các nguyên nhân dẫn

đến tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối huyện Châu Thành, từ đó đưa

ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối huyện Châu

Thành trong thời gian tới.

3. Nhiêm vụ nghiên cứu

- Thu thập, tổng hợp các số liệu có liên quan và phân tích, đánh giá thực

trạng về tình hình tổn thất điện năng trong giai đoạn nghiên cứu của lưới điện

phân phối huyện Châu Thành, tỉnh Long An.

- Phân tích, tính toán tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện

Châu Thành hiện nay.

2

- Nghiên cứu, tính toán, phân tích các yếu tố kỹ thuật và các yếu tố về

quản lý liên quan đến lưới điện phân phối của huyện Châu Thành và đề xuất

các giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện

Châu Thành, tỉnh Long An để đáp ứng yêu cầu đặt ra.

4. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

- Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện phân phối của huyện Châu Thành,

tỉnh Long An.

- Phạm vi nghiên cứu: tính toán, phân tích và đề xuất các giải pháp

giảm tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu Thành, tỉnh LA.

5. Phương pháp nghiên cứu

- Nghiên cứu lý thuyết các phương pháp giảm tổn thất điện năng.

- Nghiên cứu thực tế: thu thập số liệu liên quan về lưới điện phân phối

huyện Châu Thành, phân tích và sử dụng phần mềm tính toán lưới điện phân

phối để tính toán, phân tích và đánh giá để chọn giải pháp tối ưu nhằm giảm

tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu Thành.

6. Dự kiến những đóng góp mới

- Đánh giá thực trạng thực hiện chỉ tiêu tổn thất điện năng của Điện lực

Châu Thành.

- Đề xuất các giải pháp chính trong công tác quản lý, kỹ thuật và kinh

doanh nhằm giảm tổn thất điện năng của lưới điện phân phối huyện Châu

Thành.

7. Kết cấu luận văn

Ngoài phần mở đầu, kết luận, mục lục, danh mục tài liệu tham khảo,

luận văn có nội dung chính sau:

CHƯƠNG 1. Cơ sở lý thuyết về giảm tổn thất điện năng

CHƯƠNG 2. Thực trạng tổn thất điện năng của lưới điện phân phối

huyện Châu Thành, tỉnh Long An.

CHƯƠNG 3. Một số giải pháp giảm tổn thất điện năng của lưới điện

phân phối huyện Châu Thành giai đoạn năm 2016 - 2018.

3

CHƯƠNG 1

CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

1.1. Khái niệm về tổn thất điện năng

Hệ thống điện là tập hợp bao gồm các nguồn điện, các phụ tải điện

được nối liền với nhau bởi các trạm biến áp, trạm cắt, trạm biến đổi dòng điện

và mang điện với các cấp điện áp định mức khác nhau. Hệ thống điện làm

nhiệm vụ sản xuất, chuyển tải, phân phối và sử dụng điện năng. Hệ thống điện

là một bộ phận của hệ thống năng lượng vì nó không bao gồm mạng nhiệt và

phụ tải nhiệt. Mỗi thiết bị cấu thành hệ thống điện gọi là phần tử của hệ thống

điện. Các thông số của các phần tử của hệ thống điện gọi là thông số của hệ

thống điện (trang 29, Bùi Ngọc Thư) .

Khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến các hộ dùng điện,

ta cần phải dùng dây dẫn và máy biến áp, nên một phần điện năng tất nhiên bị

tiêu hao do đốt nóng dây dẫn, do tạo ra các trường điện từ và các hiệu ứng

khác, phần tiêu hao đó gọi là tổn thất điện năng (trang 238, Bùi Ngọc Thư).

Như vậy, có thể định nghĩa tổn thất điện năng là sự tiêu hao và sự thất

thoát điện năng trong quá trình truyền tải từ nơi sản xuất đến nơi tiêu thụ.

Trong hệ thống điện, tổn thất điện năng phụ thuộc vào nhiều yếu tố, như:

Đặc tính của mạch điện, lượng điện truyền tải, khả năng của hệ thống, vai trò

của công tác quản lý,...

1.2. Phân loại các dạng tổn thất điện năng

Khi phân tích tổn thất điện năng, ta cần phân loại tổn thất nhằm giúp

chúng ta hiểu rõ hơn có những loại tổn thất nào và ảnh hưởng của chúng trong

quá trình sản xuất và kinh doanh điện năng. Mặt khác, việc phân loại tổn thất

giúp cho chúng ta đánh giá mức tác động của tổn thất tới hoạt động sản xuất

kinh doanh điện để từ đó đánh giá những tổn thất nào mang yếu tố chủ quan

và những tổn thất nào là do yếu tố khách quan để từ đó có các biện pháp nhằm

giảm tổn thất điện năng và nâng cao hiệu quả kinh doanh.

Tổn thất điện năng có thể được phân ra thành các loại như sau:

4

Hình 1.1 : Phân loại tổn thất điện năng

1.2.1 Tổn thất điện năng trong quá trình sản xuất

Đây là lượng điện năng tiêu hao ngay tại nhà máy điện, nó được xác định

bởi lượng chệnh lệch điện năng phát ra tại đầu cực của máy phát điện với điện

năng đưa lên lưới truyền tải và điện năng phục vụ cho quá trình sản xuất điện

(điện tự dùng của nhà máy). Lượng điện năng tổn thất này phát sinh là do quá

trình truyền dẫn điện trong nhà máy phát điện và do việc điều độ hệ thống điện

không đồng bộ, hợp lý.

1.2.2 Tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải, phân phối

Đây là lượng điện năng tiêu hao và thất thoát trong quá trình đưa điện

năng từ nhà máy điện đến các hộ dùng điện. Nó do các nguyên nhân khách

quan (các yếu tố tự nhiên, môi trường, yêu cầu kỹ thuật, công nghệ) và chủ

quan (trình độ quản lý) gây nên.

Tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải và phân phối có thể chia làm

hai loại sau:

- Tổn thất kỹ thuật: Là tổn thất điện năng do nguyên nhân về mặt kỹ

thuật, công nghệ gây ra trong quá trình truyền tải, phân phối điện năng từ nơi

sản xuất đến các phụ tải điện. Tổn thất kỹ thuật có các nguyên nhân chủ yếu

sau:

+ Đường dây phân phối quá dài, bán kính cấp điện lớn.

+ Tiết diện dây dẫn quá nhỏ, đường dây bị xuống cấp, không được cải

tạo, nâng cấp.

Tổn thất điện năng

trong quá trình sản

xuất

Tổn thất điện năng trong

quá trình truyền tải và

phân phối

Tổn thất điện

năng trong quá

trình tiêu thụ

Tổn thất điện năng

5

+ Máy biến áp phân phối thường xuyên quá tải.

+ Máy biến áp là loại có tỷ lệ tổn thất cao hoặc vật liệu lõi từ không tốt

dẫn đến sau một thời gian tổn thất tăng lên.

+ Vận hành không đối xứng liên tục dẫn đến tăng tổn thất trên máy biến

áp.

Tổn thất kỹ thuật không thể triệt tiêu được mà chỉ có thể hạn chế ở mức

độ hợp lý hoặc cho phép.

- Tổn thất kinh doanh (còn gọi là tổn thất thương mại hay tổn thất phi kỹ

thuật): là tổn thất do hệ thống đo đếm không hoàn chỉnh. Sai số của các thiết

bị dùng để đo đếm điện năng, do công tác quản lý chưa chặt chẽ dẫn đến thất

thu tiền điện, do khách hàng còn gian lận, vi phạm quy chế sử dụng điện; do

chủ quan của người quản lý khi TU mất pha, TI, công tơ chết, cháy không xử

lý, thay thế kịp thời, bỏ sót hoặc ghi sai chỉ số; do không thực hiện đúng chu

kỳ kiểm định và thay thế công tơ định kỳ theo quy định của Luật Đo lường;

đấu nhầm, đấu sai sơ đồ đấu dây dẫn đến điện năng bán cho khách hàng đo

được qua hệ thống đo đếm thấp hơn so với điện năng sử dụng thực tế.

Tổn thất thương mại phản ánh trình độ quản lý của doanh nghiệp sản

xuất kinh doanh điện, trình độ quản lý càng cao thì tổn thất thương mại càng

thấp. Mục tiêu của các doanh nghiệp là phấn đấu đưa tổn thất kinh doanh về

gần bằng không.

1.2.3 Tổn thất điện năng ở khâu tiêu thụ

Tổn thất điện năng tại nơi tiêu thụ phụ thuộc vào dây dẫn và thiết bị của

khách hàng sử dụng điện. Tổn thất này xảy ra phía sau công tơ đo đếm điện

năng của Điện lực.

1.3. Giới thiệu một số phương thức xác định tổn thất điện năng

Trị số tổn thất điện năng trong bất kỳ một phần tử nào của mạng điện

đều phụ thuộc vào tính chất và sự thay đổi của phụ tải trong thời gian khảo sát.

Trong thời gian khảo sát t, nếu phụ tải của mạng điện không thay đổi và

có tổn thất công suất tác dụng là P thì tổn thất điện năng A sẽ bằng:

A = P x t

6

Nhưng thực tế phụ tải của đường dây của mạng điện luôn thay đổi theo

thời gian (biến thiên theo đồ thị phụ tải của các hộ tiêu thụ, theo tình trạng làm

việc của các nhà máy điện), vì vậy phải dùng phương pháp tích phân để tính

tổn thất điện năng:

A = t

0

P dt

Thông thường P là một hàm số phức tạp của thời gian t, rất khó tích

phân, nên biểu thức trên chỉ có ý nghĩa lý thuyết, do đó ta phải dùng các

phương pháp khác.

1.3.1 Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo các chỉ số công

tơ

Phương pháp xác định tổn thất điện năng thông dụng nhất là so sánh sản

lượng điện ở đầu vào lưới điện và sản lượng điện tiêu thụ tại các phụ tải trong

cùng khoảng thời gian, phương pháp này tuy có đơn giản nhưng thường mắc

phải sai số lớn do một số nguyên nhân sau:

- 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.

- Số 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 chất

lượng điện 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.

1.3.2 Phương pháp xác định tổn thất điện năng bằng đồng hồ đo

đếm tổn thất

Trong cung cấp mạng điện 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.

7

a. Cách mắc đồng hồ đo đếm tổn thất:

+ Đối với đường dây phân phối thì cần đặt một đồng hồ ở đầu đường

dây.

+ 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.

b. Cách xác định tổn thất điện theo đồng hồ đo đếm tổn thất

A = 3.k2

i .R.N.10-3

(kWh) (1.4)

Trong đó: ki – tỷ số máy biến dòng

R- là 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: N = I2.T

I- dòng điện chạy trong mạng

* Ưu điểm: Sử dụng đơn giản, dễ thực hiện

* 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.

1.3.3 Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải

Phương pháp này đôi khi còn gọi là phương pháp tích phân đồ thị. Ta

tính tổn thất điện năng từng giờ, ta cần phải nắm rõ đồ thị phụ tải ngày đêm và

cách xây dựng đồ thị phụ tải năm. Đồ thị phụ tải ngày đêm biểu thị sự biến đổi

công suất của phụ tải trong một ngày đêm. Việc xây dựng đồ thị phụ tải năm

dựa trên các đồ thị phụ tải ngày đêm điển hình trong thời gian xuân hè và thu

đông. Theo đồ thị phụ tải ngày đêm (có xét đến số lượng các loại ngày đêm

khác nhau trong năm: Thứ bảy, chủ nhật, thứ hai, ngày làm việc), cứ mỗi giá

trị công suất phụ tải, ta cộng tất cả thời gian tương ứng với phụ tải đó trong cả

8

năm. Lần lượt làm tiếp như vậy với giá trị phụ tải giảm dần, cuối cùng ta có

được đồ thị phụ tải năm theo khoảng thời gian (trang 243, Bùi Ngọc Thư).

Dựa theo đồ thị phụ tải năm, ta có thể xác định được tổn thất điện năng

trong 1 năm. Nếu đồ thị phụ tải năm có N bậc, ta tính công suất tổn thất ứng

với bậc thứ i như sau:

2

2

P i

i

U

S rd, với i = 1, 2,..., N.

Tổn thất điện năng trong cả năm bằng:

N

i

ii tPA1

.

trong đó ti là khoảng thời gian của bậc thứ i có giá trị phụ tải là Pi.

* Ưu điểm:

Công thức tính toán đơn giản

Dựa vào đồ thị phụ tải ta có thể xác định hao tổn điện năng trong năm.

* Nhược điểm:

Phải xây dựng được đồ thị phụ tải năm, tức là phải khảo sát lưới điện

trong thời gian một năm.

Để tính toán chỉ tiêu TTĐN trong năm cần phải tính với mỗi chế độ của

đồ thị phụ tải năm.

Để xác định TTĐN theo phương pháp này ta phải giả thiết trong khoảng

thời gian t ta coi giá trị của dòng điện hay công suất là không đổi, nếu t lớn

dẫn đến sai số lớn.

Ngoài ra, khối lượng tính toán khá nhiều, vì đồ thị phụ tải năm có rất

nhiều bậc.

1.3.4 Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo thời gian tổn

thất công suất lớn nhất

1.3.4.1 Phương pháp xác định theo

Đây là phương pháp đơn giản và sử dụng thuận tiện nhất. Trong các

trạng thái, ta chọn trạng thái có tổn thất công suất lớn nhất và ta tính tổn thất

9

công suất ở trạng này gọi là Pmax. Tổn thất điện năng trong một năm bằng

tích số của Pmax với thời gian tổn thất công suất lớn nhất :

A = Pmax. (trang 248, Bùi Ngọc Thư)

Thời gian tổn thất công suất lớn nhất là thời gian mà trong đó nếu mạng

điện liên tục tải công suất lớn nhất Pmax (hay Imax) thì sẽ gây ra một tổn thất

điện năng trong mạng điện vừa đúng bằng tổn thất điện năng trong thực tế,

theo đồ thị phụ tải của mạng điện sau một năm vận hành, do đó ta có thể viết:

A = P1 . t1 + P2 . t2 +... + PN . tN = Pmax.

trong đó: N là số bậc của đồ thị phụ tải.

Phương pháp này cũng gặp trở ngại là thời gian tổn thất công suất lớn

nhất thay đổi phụ thuộc vào tính chất phụ tải, hệ số công suất, thời gian sử

dụng công suất cực đại.

Đối với các đồ thị phụ tải có dạng đỉnh nhọn, trị số có thể được xác

định theo công thức kinh nghiệm sau:

= (0,124 + Tmax.10-4

)2.8760 (h) (1)

Với: max

maxP

AT =

max

1

.

P

tPN

i

ii

trong đó: Pmax là công suất tiêu thụ lớn nhất.

Tmax: Là thời gian sử dụng công suất lớn nhất, là thời gian mà trong đó

nếu tất cả các hộ dùng điện đều sử dụng công suất lớn nhất Pmax thì năng

lượng điện truyền tải trong mạng điện sẽ vừa đúng bằng năng lượng điện thực

tế được truyền tải trong mạng điện, sau thời gian vận hành T.

Công thức (1) chỉ sử dụng cho thời gian là 1 năm, nghĩa là T = 8760

giờ.

Khi thời gian tính toán bé hơn, để nâng cao độ chính xác trong tính

toán, ta dùng công thức sau:

10

)(12

1

2

2

max

min

max

minmax

maxmax h

P

P

P

P

T

T

TTTT

Phương pháp này ta coi đồ thị phụ tải công suất tác dụng và công suất

phản kháng đồng thời cực đại, giả thiết này dẫn đến sai số khá 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.

* Ưu điểm:

- Tính toán đơn giản

- Giá trị Imax hay Pmax xác định được nhờ khảo sát và đo đếm.

- 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.

* Nhược điểm:

Việc xác định chính xác giá trị rất khó nếu không có đồ thị phụ tải.

Khi không có đồ thị phụ tải ta phải xác định 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 ứng với

nhiều phụ tải sẽ tốn rất nhiều công sức và thời gian.

1.3.4.2 Phương pháp xác định theo p và q

Để giảm bớt sai số khi xác định A, cần phải xét đến hình dáng của đồ

thị phụ tải, hệ số công suất và trong thời gian một ngày đêm giá trị cực đại của

phụ tải tác dụng và phụ tải phản kháng có xảy ra đồng thời không.

Để xét đến điều kiện trên người ta dùng phương pháp xác định hao tổn

điện năng theo p và q.

Trong công thức A = Pmax. hao tổn công suất cực đại được phân tích

thành hai thành phần Pp (tổn thất do công suất tác dụng P gây ra) và Pq (tổn

thất do công suất phản kháng Q gây ra). Thời gian hao tổn công suất cực đại

11

cũng được phân tích thành p, q. Khi đó hao tổn điện năng được xác định theo

công thức:

A = Pp.p + Pq.q (trang 254, Bùi Ngọc Thư)

Đối với phương pháp này gặp khó khăn là đồ thị công suất phản kháng

kém chính xác hơn đồ thị công suất tác dụng và hầu như không biết nên

phương pháp này ít được sử dụng.

1.3.4.3 Tính bằng phương pháp 2

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 chứa 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:

Anđ = Pmax.tmax + Pmin.tmin

Trong đó: tmax + tmin = 24 giờ

Ta cũng có thể xác định điện năng tiêu thụ trong một ngày đêm theo

công thức sau:

24

1

.i

iinđ tPA

Từ đó suy ra:

minmax

minmax

24

PP

PAt nđ

Tmin = 24 - tmax

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: max

1

2

max

2

max ..t

ii tPP

min

1

2

min

2

min ..t

ii tPP

Ta coi cos là không đổi và P 2

i trùng S 2

i khi đó ta có:

12

max

1

2

max

max .t

ii t

P

P

min

1

2

max

min .t

ii t

P

P

Vậy tổn thất điện năng trong một ngày đêm bằng:

minminmaxmax .. PPAnđ (trang 257, Bùi Ngọc Thư)

Tổn thất điện năng trong thời gian tính toán T, được xác định theo công

thức sau:

TA

AAA

nđ

tbnđnđ ..

2

Trong đó: Atbnđ – điện năng ngày đêm trung bình trong thời gian tính

toán T;

Anđ – điện năng ngày đêm, của ngày chọn để tính toán.

1.3.5 Phương pháp xác định tổn thất điện năng trong trạm biến áp

Tổn thất điện năng trong trạm biến áp được tính cho lưới điện có cấp

điện áp bằng cấp cao nhất của máy biến áp.

Tổn thất trong các cuộn dây (tổn thất đồng) được tính theo công thức:

ACu = Pmax x

2

maxmaxP

đm

NS

SP

Trong đó:

cosS max

max

Plà công suất phụ tải lớn nhất tải qua máy biến áp.

PN là tổn thất công suất tác dụng lúc làm thí nghiệm ngắn mạch.

Tổn thất trong lõi thép (tổn thất sắt) được tính theo công thức:

AFe = P0 x T

với T là thời gian vận hành máy biến áp.

Như vậy, tổng tổn thất điện năng trong máy biến áp là:

13

A = ACu + AFe

Một cách tổng quát, khi trong trạm biến áp có n máy biến áp làm việc song

song thì:

A = ACu/n + AFe x n

1.4. Các yếu tố tác động đến tổn thất điện năng

Từ khâu sản xuất đến khâu tiêu thụ, điện năng bị tổn thất không nhỏ do

ảnh hưởng của rất nhiều yếu tố khác nhau.

1.4.1 Các yếu tố khách quan

Các yếu tố về dân số, về tự nhiên như: Vị trí địa lý, khí hậu, thời tiết,... có

ảnh hưởng nhiều đến ngành điện. Để đảm bảo yêu cầu về kỹ thuật và kinh tế,

các nhà máy điện thường được xây dựng gần các nguồn năng lượng sơ cấp,

như: nước, than đá, dầu mỏ, khí đốt. Do vậy các nhà máy điện thường đặt xa

các hộ tiêu thụ. Điện năng được sản xuất ra phải được truyền tải từ nhà máy

điện đến các nơi tiêu thụ. Nhiệm vụ này được thực hiện nhờ hệ thống điện. Hệ

thống điện là tập hợp các nhà máy điện, đường dây truyền tải điện, mạng phân

phối và các hộ dùng điện, nhằm thực hiện nhiệm vụ sản xuất, truyền tải, phân

phối và sử dụng điện năng một cách tin cậy, kinh tế và chất lượng đảm bảo.

Phần hệ thống điện bao gồm các trạm biến áp và các đường dây tải điện:

Gồm hàng chục các bộ phận rất đa dạng: máy biến áp, máy cắt, dao cách ly, tụ

bù, sứ xuyên thanh cái, cáp ngầm, cột, đường dây trên không; phụ kiện đi nối

dây dẫn và dây chống sét với cột, sứ cách điện,…Các bộ phận này đều phải

chịu tác động của thiên nhiên (gió, mưa, ăn mòn, băng giá, sét, dao động, nhiệt

độ, bão từ, rung động do gió, văng bật dây…).

Hệ thống điện của nước ta phần lớn là nằm ở ngoài trời, do đó tất yếu sẽ

chịu ảnh rất lớn của điều kiện tự nhiên. Sự thay đổi, biến động của môi trường

có ảnh hưởng rất lớn tới sự tổn thất điện năng của ngành điện. Nước ta nằm ở

vùng nhiệt đới gió mùa, nên độ ẩm tương đối cao, nắng lắm mưa nhiều đã gây

không ít khó khăn cho việc bảo dưỡng thiết bị và vận hành lưới điện. Các

đường dây tải điện và máy biến áp đều được cấu thành từ kim loại nên độ ẩm

14

cao làm cho kim loại nhanh bị ôxi hoá và như vậy dẫn đến hiện tượng máy

biến áp và dây tải điện sử dụng không hiệu quả nữa, lượng điện bị hao tổn.

Mạng lưới truyền tải điện phải đi qua nhiều khu vực, điạ hình phức tạp. Đồi

núi, rừng cây… nên khi sự cố điện xảy ra, làm tổn thất điện do phóng điện

thoáng qua cây cối trong hoặc gần hành lang điện, đốt rừng làm rẫy trong hành

lang điện. Địa hình phức tạp làm cho công tác quản lý hệ thống điện, kiểm tra

sửa chữa, xử lý sự cố gặp không ít khó khăn, nhất là vào mùa mưa bão, gây ra

một lượng tổn hao không nhỏ. Thiên tai do thiên nhiên gây ra: gió, bão, lụt,

sét,…làm đổ cột điện, đứt dây truyền tải, các trạm biến áp và đường dây tải

điện bị ngập lụt trong nước, làm cho nhiều phụ tải lưới điện phân phối bị sa

thải do mạng điện hạ áp bị hư hỏng, ảnh hưởng đến sản lượng truyền tải điện.

Nhiệt độ môi trường cao làm cho dây tải điện nóng hơn so với bình thường

nên sản lượng điện truyền tải không đạt chất lượng, bị hao hụt do toả điện ra

bên ngoài.

Thiên tai do thiên nhiên gây nên tổn thất lớn đối với nền kinh tế nói chung

và ngành điện nói riêng.

Công nghệ, kỹ thuật của máy móc thiết bị trong hệ thống truyền tải và

phân phối điện năng

Trong quá trình phân phối và truyền tải điện năng thì tổn thất điện năng

là không tránh khỏi. Lượng tổn thất điện năng theo lý thuyết là lượng tổn thất

kỹ thuật - lượng điện năng tiêu tốn để phục vụ cho công nghệ truyền tải điện.

Nó lớn hay nhỏ đều phụ thuộc vào công nghệ kỹ thuật truyền tải điện năng.

Do đó, nếu công nghệ, kỹ thuật của thiết bị càng tiên tiến thì sự cố càng ít xảy

ra, và có thể tự ngắt khi sự cố xảy ra… dẫn đến lượng điện hao tổn càng ít.

Sự lạc hậu về thiết bị, công nghệ: Hệ thống điện chắp vá, tận dụng, chưa

đồng bộ, chưa hoàn chỉnh, sự cọc cạch trong hệ thống như với đủ mọi dây dẫn

tận dụng khác nhau,…Các bộ phận của hệ thống điện, với cùng thời gian sẽ bị

lão hoá. Thêm vào đó sự phát triển như vũ bão của khoa học - công nghệ kéo

theo sự tiên tiến, hiện đại hoá các thiết bị, máy móc trong mọi lĩnh vực, kích

thích tiêu dùng năng lượng nhiều hơn. Vì vậy, nếu không quản lý, bảo dưỡng,

15

giám sát đổi mới công nghệ truyền tải sẽ dẫn đến tổn thất lớn. Những máy

biến áp của thế hệ cũ không đáp ứng được nhu cầu tải điện trong giai đoạn

hiện nay, xuất hiện tình trạng máy bị quá tải hoặc non tải, dây dẫn không có

tiết diện đủ lớn để truyền tải dẫn đến tình trạng quá tải đường dây, công tơ cũ,

lạc hậu, không hiển thị rõ chỉ số, cấu tạo đơn giản làm cho người sử dụng dễ

lấy cắp điện. Trong ngành điện, sự đổi mới kỹ thuật không đồng bộ cũng sẽ

dẫn đến tổn thất điện năng.

Như vậy, lượng tổn thất vẫn bị tăng do chạy máy không tải và do một số

trạm quá tải. Tất cả những nhân tố trên đều dẫn đến tổn thất điện năng. Muốn

giảm được lượng điện tổn thất này thì phải cải tiến kỹ thuật công nghệ truyền

tải nhưng phải cải tiến đồng bộ.

1.4.2 Các yếu tố chủ quan

Tổ chức sản xuất kinh doanh

Để quản lý tốt sản phẩm của mình, giảm lượng điện hao hụt trong quá

trình phân phối và truyền tải điện năng, người lao động đóng vai trò không

nhỏ, các công nhân, kỹ sư,…phải có trình độ chuyên môn nghiệp vụ. Phải

thông thạo về kỹ thuật, kinh tế, nghiệp vụ về điện để tuyên truyền, hướng dẫn

cho khách hàng trong quá trình mua hàng và phương pháp sử dụng, nhất là an

toàn điện, tránh xảy ra những tổn thất không đáng có. Phải thông thạo trong

việc sử dụng, kiểm tra các thiết bị điện thuộc phạm vi mình quản lý.

Việc bố trí công việc phù hợp giúp cho cán bộ, công nhân say mê, sáng

tạo, tránh được các hành vi tiêu cực do chán nản gây ra: Làm việc thiếu nhiệt

tình, không tận tụy hết lòng vì công việc, khi có sự cố xảy ra, xử lý chậm

chạp, không đúng quy trình, quy phạm kỹ thuật, gây thiệt hại lớn; nhân viên

ghi công tơ không đều đặn theo lịch hàng tháng, ghi sai chỉ số, ghi chỉ số

khống… hiện tượng cán bộ công nhân viên ngành điện móc ngoặc với các hộ

sử dụng điện, ghi sai chỉ số công tơ, thu tiền không đúng kì hạn, tính sai giá

điện, làm hợp đồng không đúng với thực tế sử dụng…

Vì vậy, để quản lý tốt sản phẩm của mình trong đó có giảm lượng điện

năng hao tổn thì việc tổ chức sản xuất hợp lý, tạo mối liên hệ cân đối, hài hoà

16

giữa các bộ phận, phải có một đội ngũ nhân viên có trình độ, tinh thần trách

nhiệm cao với công việc là hết sức cần thiết. Tổ chức sản xuất kinh doanh

không hợp lý tất yếu dẫn đến hoạt động của ngành kém chất lượng, điện cung

cấp không đầy đủ cả về số lượng và chất lượng, hao tổn điện năng nhiều.

Quản lý khách hàng

Khách hàng của ngành điện gồm sản xuất công nghiệp, sản xuất nông

nghiệp, thuỷ lợi, dịch vụ thương mại và sinh hoạt tiêu dùng ở đô thị, nông thôn

và miền núi. Là doanh nghiệp sản xuất kinh doanh trong cơ chế mới, mục tiêu

phát triển khách hàng của ngành là:

Hướng phát triển khách hàng vào các thành phần công nghiệp, xây dựng

và dịch vụ thương mại, nhất là các xí nghiệp liên doanh với nước ngoài, các xí

nghiệp có 100% vốn nước ngoài. Đây là những khách hàng sử dụng nhiều

điện, giá bán cao, tạo điều kiện thuận lợi trong việc tăng doanh thu của ngành.

Đối với những khách hàng khác, hướng việc phát triển khách hàng vào

các khu dân cư tập trung dọc trục đường giao thông, gần với lưới điện, có thể

giảm bớt kinh phí đầu tư mà vẫn bán được điện.

Quản lý khách hàng theo từng khu vực, phân loại khách hàng theo từng

đặc điểm sẽ giúp cho việc ghi công tơ và thu ngân được đúng tiến độ, không

quá hạn lịch ghi công tơ hàng tháng, công việc này góp phần giảm tổn thất

điện năng một cách đáng kể.

Quản lý khách hàng thông qua quản lý công tơ các hộ sử dụng điện; các

công tơ hư hỏng, cháy, không đạt chất lượng phải được thay thế kịp thời.

Không để xảy ra trường hợp đấu nhầm, đấu sai sơ đồ đấu dây. Các hình thức

vi phạm hợp đồng sử dụng điện phải bị xử phạt nghiêm minh.

Như vậy, công tác quản lý khách hàng tốt sẽ góp phần rất lớn vào việc

giảm tổn thất điện năng của ngành điện.

1.5. Ý nghĩa của việc giảm tổn thất điện năng

Giảm tổn thất điện năng là một vấn đề cần thiết không chỉ đối với ngành

điện Việt Nam mà đối với ngành điện của các nước trên thế giới. Nó có một ý

nghĩa to lớn đối với nền kinh tế quốc dân và ngành điện.

17

Đứng trước tình hình khó khăn do thiếu nguồn điện, việc xây dựng thêm

các nhà máy điện và các nguồn cung cấp điện không phải là công việc một

sớm một chiều, vì vậy việc tiết kiệm điện có ý nghĩa vô cùng quan trọng trong

thời điểm này, mà cụ thể nhất chính là việc giảm tổn thất điện năng của các

đơn vị sản xuất, truyền tải và kinh doanh điện năng.

Trong trường hợp lượng điện năng tổn thất với tỷ lệ cao, do đây là một

bộ phận cấu thành nên chi phí sản phẩm, nên khi tỷ lệ tổn thất điện năng cao

tất yếu sẽ dẫn đến giá thành điện thương phẩm cao. Nền kinh tế quốc dân cũng

bị thiệt hại rất lớn, bởi ngành điện có một vị trí rất quan trọng trong nền kinh

tế quốc dân. Đồng thời không thu hút được các nhà đầu tư vào đầu tư nguồn

điện. Vì vậy, khi ngành điện không tự mình phát triển đi lên thì Nhà nước phải

bù lỗ bằng Ngân sách Chính phủ, mà nguồn ngân sách Chính phủ được thu từ

các thành phần kinh tế. Vậy, gánh nặng ngân sách buộc các thành phần kinh tế

muốn tồn tại phải tăng giá bán sản phẩm của mình, dẫn đến tình trạng hạn chế

tiêu dùng. Đây không phải là điều mong muốn của thị trường, của các doanh

nghiệp. Vậy tổn thất điện năng vô hình chung đã kìm hãm sự phát triển kinh tế

xã hội.

Ngược lại, tỷ lệ tổn thất điện năng thấp sẽ mang lại lợi ích hết sức to lớn

cho toàn bộ nền kinh tế quốc dân nói chung và ngành điện nói riêng. Theo số

liệu tính toán và thống kê năm 2003, nếu giảm tổn thất điện năng xuống 0,5%

thì sẽ tiết kiệm được trên 100 triệu kWh. Điều đó ảnh hưởng trực tiếp đến việc

cải thiện đời sống nhân dân, góp phần vào việc giảm chi phí cho toàn bộ quá

trình sản xuất, tạo điều kiện hạ giá thành bán điện cho các hộ dùng điện, kích

thích tiêu dùng.

Việc giảm tổn thất điện năng làm cho lượng điện năng mà ngành điện

cung ứng cho khách hàng sẽ nhiều hơn, do đó đảm bảo các nhu cầu sản xuất

cũng như tiêu dùng, đáp ứng nhu cầu phát triển của xã hội. Việc giảm tổn thất

điện năng còn làm giảm chi phí điện thương phẩm, tăng sản lượng điện, tăng

chất lượng của nguồn điện, do đó tăng được doanh thu, vì vậy lợi nhuận của

ngành điện sẽ lớn hơn. Ngành điện có điều kiện về vốn đầu tư để đổi mới công

18

nghệ sản xuất, truyền tải, phân phối, từ đó góp phần làm cho việc cung ứng

điện ngày càng tốt hơn, chất lượng điện năng ngày càng cao hơn, lượng điện

tổn thất sẽ giảm đi hơn nữa.

Đối với các ngành kinh doanh khác, vì điện là yếu tố đầu vào cho sản

xuất kinh doanh, do đó nếu lượng điện năng tổn thất càng lớn, giá thành điện

cao, chất lượng điện năng thấp làm cho chí phí đầu vào của các ngành này

càng cao. Việc tăng chi phí đầu vào của các ngành này dẫn đến giảm doanh

thu, hiệu quả hoạt động sẽ kém dẫn đến không mở rộng sản xuất kinh doanh,

do đó nhu cầu sử dụng điện giảm, việc giảm nhu cầu này nó ảnh hưởng ngược

trở lại ngành điện, làm cho ngành điện sẽ phát triển kém hiệu quả. Ngược lại,

nếu tỷ lệ tổn thất điện năng giảm sẽ dẫn đến giảm chi phí sản xuất điện thương

phẩm, do đó làm giảm giá thành điện thương phẩm, từ đó làm giảm chi phí

đầu vào cho các ngành sản xuất kinh doanh, tăng hiệu quả kinh doanh của các

ngành này, tăng nhu cầu mở rộng sản xuất kinh doanh, đồng thời nó cũng góp

phần làm cho ngành điện phát triển.

Đối với người dân, hộ sử dụng điện, nếu giảm được tổn thất điện năng thì

người dân được dùng điện với giá thấp, chất lượng cao: điện áp cố định, tần số

ổn định do hệ thống điện được đầu tư mới, không còn hiện tượng câu móc

điện làm cho điện sử dụng bị sụt tải,… nên độ bền của các máy móc, thiết bị

cao hơn. Không còn xảy ra các tai nạn về điện đáng tiếc do vi phạm sử dụng

điện, sự cố do điện gây ra: phóng điện, chập điện,…

Việc giảm tổn thất điện năng có ý nghĩa rất lớn đối với toàn xã hội từ

Nhà nước đến ngành điện, các ngành nghề sản xuất kinh doanh, các hộ tiêu

dùng. Chính vì lẽ đó nên tổn thất điện năng đã, đang và sẽ còn là vấn đề quan

trọng, là mục tiêu số một của ngành điện cần được giải quyết.

1.6. Giới thiệu về tính toán mô phỏng lưới điện sử dụng phần mềm

PSS/ADEPT

Phần mềm PSS/ADEPT (The Power System Simulator/Advanced

Distribution Engineering Productivity Tool ) là phần mềm mới nhất trong họ

phần mềm PSS của hãng Shaw Power Technologies, Inc được sử dụng rất phổ

19

biến. Mỗi phiên bản tùy theo yêu cầu người dùng kèm theo khóa cứng dùng

chạy trên máy đơn hay máy mạng. Với phiên bản chạy trên máy đơn và khóa

cứng kèm theo, chỉ chạy trên môt máy tính duy nhất.

Phần mềm PSS/ADEPT là một phần mềm phân tích và tính toán lưới

điện rất mạnh, phạm vi áp dụng cho lưới cao thế đến hạ thế với qui mô số

lượng nút không giới hạn và áp dụng rộng rãi trong các công ty Điện lực.

Phần mềm PSS/ADEPT được phát triển dành cho các kỹ sư và nhân viên

kỹ thuật trong ngành điện. Nó được sử dụng như một công cụ để thiết kế và

phân tích lưới điện phân phối. PSS/ADEPT cũng cho phép chúng ta thiết kế,

chỉnh sửa và phân tích sơ đồ lưới điện một cách trực quan theo giao diện đồ

họa với số nút không giới hạn.

Phần mềm PSS/ADEPT sử dụng phương pháp mô phỏng qua mô hình

tính toán. Các phần tử trên lưới điện được mô hình chỉ những người trong

ngành mới sử dụng được. Người sử dụng chỉ cần hiểu sâu về vấn đề kỹ thuật

và các thuật toán về tính toán phân bố công suất, ngắn mạch, bù công suất,...

Một số tính toán mô phỏng các bài toán lưới điện bằng phần mềm

PSS/ADEPT như:

+ Tính toán phân bố công suất (tổn thất điện áp, công suất): Phân tích và

tính toán điện áp, dòng điện, công suất trên từng nhánh và từng phụ tải.

+ Tính toán vị trí, dung lượng bù tối ưu cho lưới điện trung, hạ áp (CAPO-

Capacitor Placement Optimal): Đặt tụ bù tối ưu. Tìm ra những điểm tối ưu để

đặt các tụ bù cố định và tụ bù ứng động sao cho tổn thất trên lưới là bé nhất.

+ Tính toán điểm dừng (điểm tách lưới) tối ưu (TOPO - Tie Open Point

Optimization): Phân tích điểm dừng tối ưu. Tìm ra những điểm có tổn hao

công suất nhỏ nhất trên lưới và đó là điểm dừng lưới trong mạng vòng 3 pha.

+ Ngắn mạch và Phối hợp và bảo vệ.

+ Các bài toán liên quan đến sóng hài và độ tin cậy lưới điện.

Hướng dẫn tính toán mô phỏng lưới điện sử dụng phần mềm

PSS/ADEPT được trình bày trong Phụ lục 1 của Luận văn.

20

Theo các phương pháp đã trình bày và phân tích nêu trên, mỗi phương

pháp đều có ưu nhược điểm riêng. Tuy nhiên việc lựa chọn phương pháp xác

định tổn thất điện năng theo thời gian tổn hao công suất cực đại là phù hợp

nhất vì dễ dàng thu thập số liệu và tính toán. Qua đó, căn cứ vào số liệu thực

tế, đồng thời mô phỏng lưới điện sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán

tổn thất điện năng lưới điện phân phối huyện Châu Thành, tỉnh Long An.

Tóm tắt Chương 1

Luận văn đã thu thập và phân tích được một số phương thức xác định

tổn thất điện năng.

Nghiên cứu được lý thuyết tính toán lưới điện sử dụng phần mềm

PSS/ADEPT để tính toán tổn thất điện năng.

Chọn được phương pháp xác định tổn thất điện năng theo thời gian tổn

hao công suất cực đại và mô phỏng lưới điện sử dụng phần mềm PSS/ADEPT

để tính toán tổn thất điện năng lưới điện phân phối huyện Châu Thành.

21

CHƯƠNG 2

THỰC TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI ĐIỆN

PHÂN PHỐI HUYỆN CHÂU THÀNH - TỈNH LONG AN

2.1. Giới thiệu khái quát Điện lực Châu Thành

Điện lực Châu Thành là đơn vị trực thuộc Công ty Điện lực Long An,

thực hiện nhiệm vụ quản lý vận hành, kinh doanh điện năng trên địa bàn

huyện Châu Thành.

Địa chỉ: Số 30 Khu phố 3, Đường Đỗ Tường Phong, Thị trấn Tầm Vu,

huyện Châu Thành, tỉnh Long An.

Huyện Châu Thành có 15.081 ha diện tích tự nhiên với 97.419

nhân khẩu, có 13 đơn vị hành chính xã thị trấn, bao gồm: Thị trấn Tầm Vu, xã

Hòa Phú, xã Vĩnh Công, xã Hiệp Thạnh, xã An Lục Long, xã Dương Xuân

Hội, xã Long Trì, xã Thanh Phú Long, xã Thuận Mỹ, xã Thanh Vĩnh Đông, xã

Bình Quới, xã Phú Ngãi Trị, xã Phước Tân Hưng.

Địa giới hành chính huyện Châu Thành:

+ Phía Đông: giáp huyện Tân Trụ và huyện Cần Đước

+ Phía Tây: giáp huyện Chợ Gạo (tỉnh Tiền Giang)

+ Phía Nam: giáp huyện Gò Công Tây (tỉnh Tiền Giang)

+ Phía Bắc: giáp Thành phố Tân An

Khối lượng lưới điện Điện lực Châu Thành quản lý

+ Đường dây 22kV: 301,649 km, trong đó ngành điện: 206,322 km;

khách hàng: 95,327km.

+ Đường dây hạ áp trên không: 205,573 km.

+ 1.502 TBA phụ tải với tổng dung lượng: 88.025 kVA.

+ 07 giàn tụ bù trung áp tổng dung lượng: 3.600 kVAr.

+ 970 giàn tụ bù hạ áp với tổng dung lượng: 7.143 kVAr.

22

+ Tổng số khách hàng sử dụng điện: 21.049 khách hàng.

Sơ đồ tổ chức bộ máy của Điện lực Châu Thành:

Tổng số cán bộ công nhân viên tính đến ngày 31/12/2014: 56 người,

trong đó Nam: 45 người, Nữ: 11 người. Trình độ: Đại học: 08 người, Cao

đẳng, trung cấp: 09 người, Công nhân: 37 người, trình độ 12/12: 02 người.

Chức năng, nhiệm vụ của Điện lực:

* Chức năng:

Quản lý, vận hành, khai thác hệ thống lưới điện trung, hạ áp trên địa bàn

theo phân cấp;

Quản lý kinh doanh điện năng và tổ chức thực hiện các nghiệp vụ kinh

doanh bán điện trên địa bàn quản lý được phân công.

Đại diện và là đầu mối quan hệ giữa Tổng công ty Điện lực miền Nam,

Công ty Điện lực Long An với địa phương và khách hàng sử dụng điện.

* Nhiệm vụ:

Giám đốc

Phó giám đốc

Phòng

Kế

hoạch -

Kỹ thuật

Phòng

Kinh

doanh

Phòng

Tổng

hợp

Đội

QLVH

đường

dây và

trạm

biến áp

(phối hợp)

23

Đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, kịp thời và chất lượng cho

khách hàng sử dụng điện.

Quản lý, sử dụng và khai thác có hiệu quả các nguồn lực được Công ty

Điện lực Long An giao, như: lao động, tài sản…để hoàn thành nhiệm vụ được

giao.

Tranh thủ sự hỗ trợ của địa phương trong công tác bảo vệ an toàn về

người và tài sản của Nhà nước giao quản lý cũng như việc mở rộng và phát

triển lưới điện tại địa phương.

Thực hiện các hoạt động quân sự, tự vệ theo yêu cầu của cấp trên. Thực

hiện công tác bảo vệ và phối hợp với địa phương tổ chức thực hiện các yêu

cầu về bảo vệ tài sản, an ninh trong đơn vị.

Các nhiệm vụ khác theo sự phân công của Công ty Điện lực Long An

2.2. Tình hình hoạt động sản xuất kinh doanh của Điện lực Châu

Thành

Hoạt động SXKD của Điện lực Châu Thành đã thực hiện từ năm 2011

đến năm 2014 sẽ được trình bày như sau:

Bảng 2.1. Tình hình hoạt động SXKD năm 2011

TT Các chỉ tiêu ĐVT Kế hoạch Thực hiện

Tỷ lệ

TH/KH

1 Sản lượng kWh 73.239.700 74.991.400 102,39%

2 Điện thương phẩm kWh 67.000.000 68.979.750 102,95%

3 Tổn thất % 8,52 8,02 -0,5

4 Giá bán bình quân đ/ kWh 1.173,3 1.174,73 1,43

Nguồn số liệu: Phòng kinh doanh Điện lực Châu Thành

Nhận xét: Tình hình hoạt động SXKD của đơn vị đa số đạt chỉ tiêu do

cấp trên giao.

Bảng 2.2. Tình hình hoạt động sản xuất kinh doanh năm 2012

24

TT Các chỉ tiêu ĐVT Kế hoạch Thực hiện Tỷ lệ

TH/KH

1 Sản lượng kWh 82.573.400 85.980.855 104,12%


3 Tổn thất % 8,00 7,83 -0.17

4 Giá bán bình quân đ/ kWh 1.314,5 1.319,15 +4,65


Nhận xét: Trong năm 2012, Điện lực Châu Thành đã có nhiều nỗ lực

trong việc giảm tổn thất điện năng ở cả khâu kỹ thuật và kinh doanh, do đó

đơn vị thực hiện đạt chỉ tiêu tổn thất điện năng do Công ty Điện lực Long An

giao.



TH/KH

1 Sản lượng kWh 100.590.000 111.381.900 110,73%


3 Tổn thất % 7,80 8,55 +0,75



Nhận xét: Trong năm 2013, trên địa bàn huyện Châu Thành phát triển

mạnh loại hình phụ tải cấp điện phục vụ thắp sáng Thanh Long, đây là phụ tải

1 pha hoạt động theo mùa vụ, không sử dụng điện liên tục lại phát triển ồ ạt

nên gây ra tình trạng đầy tải đường dây trung áp, sụt áp cuối nguồn cao, lệch

pha, thời gian MBA hoạt động không tải cao, do đó tổn thất điện năng tăng

cao.



TH/KH

1 Sản lượng kWh 131.285.500 133.085.300 101,37%

25


3 Tổn thất % 8,20 8,19 -0,01



Nhận xét: Trong năm 2014, Điện lực Châu Thành đã hoàn thành các chỉ

tiêu do Công ty Điện lực Long An giao.

2.3. Thực trạng thực hiện chỉ tiêu TTĐN của Điện lực Châu Thành

Chỉ tiêu TTĐN của Điện lực Châu Thành đã thực hiện giai đoạn từ năm

2011 đến năm 2014 được trình bày trong bảng sau sau:

Bảng 2.5.a. Chỉ tiêu TTĐN của Điện lực Châu Thành giai đoạn 2011-2014

ST

T Các chỉ tiêu

Năm

2011 2012 2013 2014

1 Sản lượng điện đầu

nguồn (kWh) 74.991.415 85.980.855 111.381.900 133.085.300

2 Điện thương phẩm

(kWh) 68.979.750 79.247.719 101.863.671 122.191.002

3 Điện tổn thất (kWh) 6.011.665 6.733.136 9.518.229 10.894.298

4 Tỷ lệ TTĐN (%)

thực hiện 8,02 7,83 8,55 8,19

5 Tỷ lệ TTĐN (%)

theo kế hoạch 8,52 8,00 7,80 8,20

6

Chênh lệch giữa tỷ lệ

TTĐN thực hiện so

với kế hoạch (%)

-0,5 -0,17 +0,75 -0.01


Bảng 2.5.b. Chỉ tiêu TTĐN theo cấp điện áp năm 2014.

STT Chỉ tiêu

Cấp điện áp 22kV Cấp điện áp 0,4kV

Sản lượng

điện (kWh)

Điện tổn

thất

(kWh)

Tỷ lệ

tổn

thất

Sản lượng

điện (kWh)

Điện tổn

thất

(kWh)

Tỷ lệ

tổn

thất

26

(%) (%)

1

Chỉ tiêu

tổn thất

điện

năng đã

thực

hiện

133.085.300 7.816.774 5,87 133.085.300 3.077.524 2,32


Nhận xét: Bảng thống kê trên cho thất tình hình tổn thất điện năng tại

Điện lực Châu Thành vẫn còn cao và biến động thất thường so với mặt bằng

chung về tỉ lệ tổn thất điện năng của Công ty Điện lực Long An. Cụ thể, tỷ lệ

TTĐN mà Điện lực Châu Thành thực hiện trong các năm 2011, 2012, 2013,

2014 lần lượt là: 8,02%; 7,83%; 8,55%; 8,19%. So với các Điện lực có qui mô

gần bằng trong Công ty Điện lực Long An thì Điện lực Châu Thành có tỷ lệ

TTĐN cao hơn nhiều so với Điện lực Thủ Thừa và Điện lực Thạnh Hóa. Cụ

thể, tình hình thực hiện TTĐN của Điện lực Thủ Thừa trong các năm 2011,

2012, 2013, 2014 lần lượt là: 4,46%; 4,16%; 4,73%; 4,39%; của Điện lực

Thạnh Hóa lần lượt là: 5,67%; 5,35%; 5,27%; 6,14%.

Bảng 2.6. Chỉ tiêu TTĐN của Điện lực Thủ Thừa giai đoạn 2011-2014

STT Các chỉ tiêu Năm

2011 2012 2013 2014

1 Sản lượng điện đầu nguồn

(triệu kWh) 69,379 75,158 93,598 106,387

2 Điện thương phẩm (triệu

kWh) 66,417 72,156 89,371 101,913

3 Điện tổn thất (triệu kWh) 2,962 3,002 4,227 4,474

4 Tỷ lệ tổn thất (%) 4,46 4,16 4,73 4,39

Nguồn số liệu: Phòng kinh doanh Điện lực Thủ Thừa

27

Bảng 2.7. Chỉ tiêu TTĐN của Điện lực Thạnh Hóa giai đoạn 2011-2014

STT Các chỉ tiêu Năm

2011 2012 2013 2014

1 Sản lượng điện đầu nguồn

(triệu kWh) 49,015 53,380 59,420 74,937

2 Điện thương phẩm (triệu

kWh) 46,385 50,669 56,445 70,602

3 Điện tổn thất (triệu kWh) 2,630 2,711 2,975 4,335

4 Tỷ lệ tổn thất (%) 5.67 5.35 5.27 6.14

Nguồn số liệu: Phòng kinh doanh Điện lực Thạnh Hóa

Thống kê tỷ lệ tổn thất điện năng theo cấp điện áp trong giai đoạn 2011-

2014 của Điện lực Châu Thành được thể hiện ở Bảng 2.8 dưới đây.

Bảng 2.8. Tỷ lệ tổn thất điện năng theo cấp điện áp giai đoạn 2011-2014

STT Chi tiết Năm 2011 (%) Năm 2012 (%) Năm 2013(%) Năm 2014 (%)

22kV 0,4kV 22kV 0,4kV 22kV 0,4kV 22kV 0,4kV

Toàn Điện lực 5,18 2,84 5,05 2,78 5,79 2,76 5,87 2,32

1 471 Tân An 2,52 1,12 2,42 1,11 2,14 1,12 2,43 0,39

2 478 Tân An 2,66 1,72 2,63 1,67 3,59 1,57 2,58 1,23

3 479 Long An - - - - 0,06 0,07 0,86 0,70


2.4. Tình hình quản lý lưới điện

2.4.1 Về tình hình nguồn điện

Hiện tại toàn bộ khu vực huyện Châu Thành chưa có TBA 110KV, hiện

tại được cấp điện từ TBA 110/22kV Tân An với công suất đặt (40+40) MVA

và TBA 110/22kV Long An với công suất đặt 40MVA, thông qua 3 phát tuyến

trung thế, khả năng chuyển tải tối đa cho huyện Châu Thành là 46,4MVA. Tuy

nhiên công suất sử dụng trong năm 2014 đã đạt tới công suất Pmax = 44,5

MW, tương ứng khoảng 96% so với định mức lưới điện. Với nhu cầu phát

triển phụ tải như hiện nay, dự kiến đến giữa năm 2015, các TBA 110kV nói

trên sẽ bị quá tải.

28

2.4.2 Về tình hình vận hành lưới điện

* Đối với lưới điện trung thế có 03 xuất tuyến và được phân phối như sau:

+ Xuất tuyến 478TA : có 568 TBA với tổng dung lượng đặt là 32,0375

MVA; công suất mang tải Pmax = 16,8 (MW) đi cấp điện cho các xã Bình

Quới, Phú Ngãi Trị, Phước Tân Hưng, An lục Long, Thanh Phú Long Thuận

Mỹ, Thanh Vĩnh Đông và 1 phần xã Hiệp Thạnh. Xuất tuyến này có bán kính

26 km chủ yếu sử dụng dây dẫn 3x(2xAC95)+2xAC50, so với công suất mang

tải thì xuất tuyến đang vận hành ở mức 86,5% tải định mức.

+ Xuất tuyến 471TA: có 619 TBA với tổng dung lượng đặt là 37,6425

MVA; công suất mang tải Pmax = 19,8 (MW) đi cấp điện cho các xã: Long

Trì, Dương Xuân Hội và 1 phần xã An Lục Long. Xuất tuyến này có bán kính

22 km chủ yếu sử dụng dây dẫn 3xAC185+AC120, so với công suất mang tải

thì xuất tuyến đang vận hành ở mức 102 % tải định mức.

+ Xuất tuyến 479LA : có 303 TBA với tổng dung lượng đặt là 18,345

MVA; công suất mang tải Pmax = 7,9 (MW) đi cấp điện cho các xã: Hòa Phú,

Vĩnh Công, 1 phần xã Hiệp Thạnh và Thị trấn Tầm Vu. Xuất tuyến này có bán

kính khoảng 16 km chủ yếu sử dụng dây dẫn 3xMCM336+AC120 so với công

suất mang tải thì xuất tuyến đang vận hành ở mức 52 % tải định mức. Tuy

nhiên, do tuyến 479LA chỉ có khả năng cấp điện cho huyện Châu Thành là

7MW (phần còn lại cấp điện cho Tân An), do đó xuất tuyến này vận hành

112% định mức phân bổ.

* Đối với lưới điện hạ áp:

Từ năm 2009, Điện lực Châu Thành đã thực hiện tiếp nhận một khối

lượng lớn lưới điên hạ áp nông thôn do người dân tự đầu tư để thực hiện bán

điện trực tiếp tới từng hộ dân, lưới điện này hầu hết vận hành lâu năm đã

xuống cấp, tiết diện nhỏ, do đó gây khó khăn trong công tác giảm TTĐN của

đơn vị. Phần lưới điện này Điện lực Châu Thành đã đăng ký thực hiện cải tạo

trong kế hoạch sửa chữa lớn hàng năm và dự án vay vốn của Kfw.

Ngoài ra, trên địa bàn huyện Châu Thành đang còn rất nhiều lưới điện hạ

thế trước điện kế do người dân tự đầu tư nhưng Điện lực chưa thực hiện tiếp

29

nhận (khoảng 40km), tiết diện dây dẫn nhỏ, đã vận hành lâu năm nên tình

trạng kỹ thuật kém, tình trạng này đã xảy ra trong thời gian dài nên gây ra tổn

thất điện năng lớn trong qua trình vận hành. Điện lực Châu Thành đã đăng ký

vào các dự án vốn vay để thay thế dần các lưới điện hạ thế không đảm bảo tiêu

chuẩn kỹ thuật trong thời gian tới.

2.4.3 Về tình hình vận hành TBA phụ tải

Tình hình mang tải TBA công cộng trên địa bàn huyện Châu Thành:

+ TBA vận hành đầy tải (Từ 90% đến < 100%): 33 trạm

+ TBA vận hành từ 80% đến < 90%: 41 trạm.

+ TBA vận hành từ 70% đến < 80%: 132 trạm

+ TBA vận hành từ 50% đến < 70%: 176 trạm.

2.4.4 Tình trạng bù công suất phản kháng

Bù công suất phản kháng trên lưới điện trung áp có tổng cộng 07 giàn với

tổng dung lượng: 3.600 kVAR. Được phân bổ như sau:

+ Xuất tuyến 478TA : Có 03 giàn với tổng dung lượng: 1.200 kVAr.

+ Xuất tuyến 471TA: Có 03 giàn với tổng dung lượng: 1.800 kVAr.

+ Xuất tuyến 479LA: Có 01 giàn với tổng dung lượng: 600 kVAr.

Việc bù trên mỗi xuất tuyến có thể thay đổi vì tùy thuộc vào phụ tải của

xuất tuyến đó tăng hay giảm. Vì vậy có thể hoán chuyển qua lại giữa các xuất

tuyến với nhau cho cân bằng hệ thống. Trong 07 giàn tụ bù nói trên có 04 giàn

bù cố định và 03 giàn bù tự động được cài đặt bù theo thời gian cao điểm.

Bù công suất phản kháng trên lưới điện hạ áp có tổng cộng 749 giàn với

tổng dung lượng: 2.447,5 kVAr; được lắp đặt cho tất cả các TBA công

cộng. Toàn bộ các TBA công cộng đều lắp bù cố định. Ngoài ra, tại các trạm

biến áp chuyên dùng bắt buộc phải lắp đặt tụ bù để đảm bảo cos theo quy

định.

Bù công suất phản kháng là giải pháp rất hữu hiệu để giảm TTĐN. Tuy

nhiên, trong thực tế phần lớn các thiết bị này không được trang bị các cơ cấu

tự động điều chỉnh, nên thường dẫn đến hiện tượng không cân bằng công suất

30

phản kháng. Hiện tượng bù thừa thường xảy ra khi phụ tải thấp, khi đó không

những TTĐN không giảm mà còn ngược lại làm tăng thêm. Thêm vào đó hiện

tượng bù thừa còn dẫn đến sự quá điện áp ở một số điểm nút của lưới điện,

làm giảm chất lượng điện và đôi khi gây hậu quả nghiêm trọng đối với các

thiết bị điện.

2.5. Phân tích các nguyên nhân tổn thất điện năng lưới điện Châu

Thành

2.5.1 Về tổ chức, quản lý

Phụ tải sản xuất phát triển nhanh, đặc trưng là dạng phụ tải 1 pha hoạt

động theo mùa vụ và không ổn định gây ra tình trạng lệch pha, quá tải dây

dẫn,... làm cho tổn thất kỹ thuật tăng. Trong khi đó việc xử lý gặp rất nhiều

khó khăn do sự thay đổi của phụ tải. Phụ tải cấp điện phục vụ thắp sáng Thanh

Long phát triển mạnh, đây là phụ tải 1 pha hoạt động theo mùa vụ, không sử

dụng điện liên tục lại phát triển ồ ạt nên gây ra tình trạng đầy tải đường dây

trung áp, sụt áp cuối nguồn cao, lệch pha, gây khó khăn trong công tác quản lý

vận hành (công suất sử dụng của toàn huyện là 44,5MVA, trong đó phụ tải

thắp sáng Thanh Long là 30MVA).

Lưới điện chủ yếu là lưới 1 pha, vận hành lâu năm nên tình trạng kỹ thuật

rất kém, tổn thất cao.

Phương án vận hành chưa hợp lý do quá tải dây dẫn đường trục phải thực

hiện việc chuyển lưới, lưới điện còn nhiều khiếm khuyết chưa được xử lý kịp

thời nhất là lưới điện hạ áp (tuyến 479 Tân An có phụ tải cao điểm 19,8MW,

vận hành ở mức 102% tải định mức; tuyến 478 Tân An có phụ tải cao điểm

16,8MW, vận hành ở mức 86,5% tải định mức; tuyến 479 Long An có phụ tải

cao điểm 7,9MW, vận hành ở mức 112% tải định mức).

Việc đầu tư xây dựng, cải tạo lưới điện chưa tính toán đến khả năng phát

triển phụ tải trong tương lai dẫn đến một số công trình quá tải chỉ sau thời gian

ngắn đưa vào sử dụng.

31

Triển khai các biện pháp giảm TTĐN chưa kịp thời và đầy đủ như công

tác thay điện kế, kiểm tra vi phạm sử dụng điện, lắp đặt tụ bù trung hạ áp, xử

lý mối nối,... cũng đã ảnh hưởng đến công tác giảm TTĐN.

2.5.2 Về mặt kỹ thuật

a) Phương thức vận hành

Điện lực Châu Thành chưa có TBA 110kV, từ năm 2010 đến nay đang

nhận điện từ TBA 110kV Tân An và TBA 110kV Long An, bán kính cấp điện

rất lớn (tuyến 471TA bán kính cấp điện 22km, tuyến 478TA bán kính cấp điện

26km, tuyến 479LA bán kính cấp điện 16km), các phát tuyến lại vận hành

mang tải cao, điện áp cuối nguồn thấy nên gây TTĐN lớn.

Các nhánh rẽ trên lưới điện Châu Thành chủ yếu là nhánh rẽ 1 pha, nhiều

nhánh rẽ mang tải cao (>50% định mức dây dẫn), do đó khó thực hiện cân pha

sang tải, để gây lệch pha lưới điện, gây khó khăn trong công tác giảm TTĐN.

b) Biến động phụ tải

Trong thời gian từ năm 2011 đến nay, mô hình sản xuất Thanh Long trái

vụ đang phát triển ồ ạt nên phụ tải thắp sáng Thanh Long trên địa bàn huyện

Châu Thành đang phát triển với tốc độ rất nhanh, vượt quy hoạch của địa

phương, gây sức ép rất lớn đến công tác cung cấp điện, việc đầu tư nguồn và

lưới điện không đáp ứng tốc độ phát triển phụ tải của địa phương, gây nên tình

trạng lưới điện luôn vận hành trong tình trạng đầy tải vào thời điểm phụ tải

Thanh Long hoạt động cao điểm, do đó gây TTĐN rất cao (tổng công suất sử

dụng cho phụ tải thắp sáng Thanh Long là 30MVA; các thành phần khác, bao

gồm sinh hoạt và sản xuất nhỏ lẻ là 14,5MVA).

2.6. Tính toán tổn thất điện năng lưới điện

Trên cơ sở lý thuyết đã trình bày và lựa chọn ở Chương 1, ta tiến hành

áp dụng vào tính toán tổn thất điện năng của lưới điện huyện Châu Thành năm

2014, cụ thể như sau:

Việc xác định tỷ lệ tổn thất điện năng được xác định theo công thức:

32

Điện tổn thất

Tỷ lệ tổn thất = x 100

Sản lượng điện cả năm

Trong đó:

+ Sản lượng điện cả năm là sản lượng điện đã được xác định trong cả

năm 2014 là 133.085.300 (kWh).

+ Điện tổn thất bao gồm tất cả các lượng điện tổn thất trong quá trình

vận hành lưới điện phía trung áp và hạ áp.

2.6.1 Điện tổn thất phía hạ áp

Bao gồm điện tổn thất lưới điện hạ áp, điện tổn thất phần nhánh rẽ công

tơ và điện tổn thất của tụ bù.

2.6.1.1 Điện tổn thất lưới điện hạ áp

Là giá trị điện tổn thất trong quá trình vận hành lưới điện hạ áp được

xác định bằng các công thức sau:

∑∆Amax = ∑∆Pmax x ∑ԏ

Trong đó:

+ ∑∆Amax tổng lượng điện tổn thất trong một năm, đơn vị tính là

(kWh)

+ ∑∆Pmax tổng tổn thất công suất cực đại, đơn vị tính là (kW)

+ ∑ԏ tổng thời gian tổn thất công suất cực đại, đơn vị tính là (h)

* Để tìm ∑∆Pmax ta áp dụng công thức sau:

∑∆Pmax = (Imax) 2 x R

Trong đó:

+ Imax là dòng điện cực đại tại một thời điểm đo được của một TBA

nào đó đang vận hành (giá trị này do phòng Kỹ thuật Điện lực Châu Thành

cung cấp tại cột số 9 Phụ lục 2. Kết quả tính toán điện tổn thất lưới điện hạ áp)

+ R là điện trở dây dẫn, đơn vị tính là (Ω)

Mà để tìm R ta áp dụng công thức sau:

R = ro x l

Trong đó:

33

+ ro là điện trở suất của dây dẫn cần tính toán, đơn vị tính là (Ω/km)

+ l là chiều dài đường dây hạ áp của TBA cần tính toán (km)

* Để tìm ∑ԏ ta áp dụng công thức sau:

ԏ = (0,124 + Tmax/10000)2 x 8760

Tmax là thời gian sử dụng công suất cực đại (h) được áp dụng công thức sau:

Tmax = Anăm / (√3 x Imax x Uđm x cosΦ)

Trong đó:

+ Anăm là sản lượng điện của một TBA nào đó trong một năm (giá trị

này do phòng Kỹ thuật Điện lực Châu Thành cung cấp tại cột số 10 Phụ lục 2

kết quả tính toán điện tổn thất lưới điện hạ áp)

+ Uđm là điện áp định mức phía hạ áp.

+ CosΦ hệ số sử dụng công suất được Tập đoàn Điện lực Việt Nam quy

định là 0,9.

Sau khi áp dụng các công thức trên, đưa vào bảng tính toán giá trị điện

tổn thất, ta sẽ tính được tổng sản lượng điện năng tổn thất trong năm 2014 của

lưới điện hạ áp huyện Châu Thành (Phụ lục 2).

Căn cứ vào kết quả nêu ở Phụ lục 2, ta có tổng sản lượng điện năng tổn

thất trên lưới điện hạ áp của huyện Châu Thành năm 2014 là 2.316.479 kWh.

2.6.1.2 Điện tổn thất nhánh rẽ công tơ

Là giá trị điện tổn thất bao gồm tất cả các đoạn cáp đấu nối từ lưới điện

hạ áp đến công tơ, được tính toán cụ thể như sau:

+ Tổn thất trong 1 công tơ 1 pha : 2 W/cái

+ Tổn thất trong 1 công tơ 3 pha : 6 W/cái

+ Tổn thất trong 1 công tơ điện tử 3 pha : 6 W/cái

+ Chiều dài trung bình nhánh rẽ 1 pha là 6 mét, dây dẫn CV10 có điện

trở Ro = 1,9 ohm/km

+ Chiều dài trung bình nhánh rẽ 3 pha là 7 mét, dây dẫn CV22 có điện

trở Ro = 0,8 ohm/km

+ Dòng điện cực đại trong nhánh rẽ 1 pha là 4 A, thời gian tổn thất

công suất cực đại là 2.760 h

34

+ Dòng điện cực đại trong nhánh rẽ 3 pha là 10 A, thời gian tổn thất

công suất cực đại là 3205 h

(Nguồn số liệu: Điện lực Châu Thành)

Sau khi áp dụng các công thức trên, đưa vào bảng tính toán giá trị điện

tổn thất nhánh rẽ công tơ là 417.535 kWh (như bảng 2.10. Kết quả tính toán

điện tổn thất công tơ - nhánh rẽ công tơ).

Bảng 2.10. Kết quả tính toán điện tổn thất công tơ - nhánh rẽ công tơ

STT Công tơ (cái)

Tổn thất công tơ

(kWh)

Tổn thất nhánh rẽ

công tơ (kWh) Tổn thất

tổng cộng 01 pha 03 pha 01 pha 03 pha 01 pha 03 pha

1 22.151 123 388.086 6.465 22.303 682 417.535

2.6.1.3 Điện tổn thất tụ bù

Là giá trị điện tổn thất bao gồm tất cả các tụ bù trung hạ áp đang vận

hành trên lưới điện, được tính toán cụ thể như sau:

+ Điện tổn hao của tụ bù trung áp là: 0,005kW/01kVAr

+ Điện tổn hao của tụ bù hạ áp là: 0,003 kW/01kVAr

(Nguồn số liệu: Điện lực Châu Thành).

Áp dụng các công thức trên đưa vào bảng tính toán giá trị điện tổn thất

tụ bù là 153.015 kWh (như Bảng 2.11. Kết quả tính toán điện tổn thất tụ bù).

Bảng 2.11. Kết quả tính toán điện tổn thất tụ bù

STT Chi tiết tụ bù Số

lượng

Dung

lượng/giàn

(kVAr)

Tổng

dung

lượng

(kVAr)

Điện

tổn

hao/1k

VAr

Thời

gian

(giờ)

Điện tổn

hao

tổng

cộng

1 Tụ bù trung thế

ứng động 3x300 1 3x(200+100) 900 0.005 3.650 16.425

Tụ bù trung thế 3 3x200 1800 0.005 3.650 32.850

35

ứng động 3x200

Tụ bù trung thế

cố định 3x100 3 3x100 900 0.005 8.760 39.420

2 Tụ bù hạ thế 749 - 2447.5 0.003 8.760 64.320

Tổng cộng 756 6.048 153.015

Vậy tổng giá trị điện tổn thất phía hạ áp (bao gồm 2.6.1.1 + 2.6.1.2)

và điện tổn thất tụ bù là: 2.887.029 (kWh)

2.6.2 Điện tổn thất phía trung áp

Đối với tính toán TTĐN lưới điện trung áp, ta sử dụng phần mềm

PSS/ADEPT để tính toán như đã được trình bày và lựa chọn ở Chương 1.

Áp dụng bởi công thức sau:

∆A = [(∆Pđd + ∆PkMBA) x 8760] + (∆Po x 8760 x kđt)

Trong đó:

+ ∆A là giá trị điện năng tổn thất tính toán được.

+ ∆Pđd là tổn thất công suất của đường dây, ∆Pđd = ∆Pđdcđ + ∆Pđdbt +

∆Pđdtđ

+ ∆PkMBA là tổn thất công suất của MBA

+ ∆Po là tổn hao không tải của MBA trong quá trình vận hành.

+ kđt là hệ số đồng thời của xuất tuyến cần tính toán.

Để tính toán được thông số ∆Pđd, trước hết cần phải tìm thông số Pbase

và Qbase cụ thể như sau:

Tổng trở tương đương của MBA tính theo công thức sau:

nn

PR

Sdm

và %/100n nZ U khi đó 2 2

n n nX Z R

Trong đó giá trị Pn và Un% lấy từ kết quả thí nghiệm ngắn mạch gần

nhất hoặc lấy theo TCVN 1984-1994.

Để xác định một cách gần đúng nhất tổn thất không tải MBA của một

TBA trên lưới điện, cần thiết được đưa vào mô hình TBA như sau:

36

Trong đó:

Po là tổn hao không tải của MBA và

2

2%*

100

Oo o

I SdmQ P

Po và Io% được lấy từ thí nghiệm không tải gần gần nhất hoặc lấy theo

TCVN 1984-1994.

Kết quả tính toán thông số Pbase và Qbase theo Phụ lục 3.

Từ các bảng kết quả tính toán thông số Pbase và Qbase nêu ở Phụ lục 3,

đưa vào phần mềm PSS/Adept để tính toán như sau:

Để giải bài toán phân bố công suất, ta nhấp vào biểu tượng Load Flow

Calculation .

T

Po + jQo

MBA

37

Để xem kết quả điện áp tại các nút: Vào Report\Node voltage\by phases

ta được giao diện sau. Chọn Tree, nhấp vào OK ta thu được kết quả

38

Tương tự như cách tính cho tuyến 479LA nêu trên, ta tính toán cho các

phát tuyến: 471TA , 478TA. Từ đó ta có bảng tổng hợp tính toán cho các phát

tuyến như Bảng 2.12.

39

Bảng 2.12. Kết quả tổng hợp tính toán cho các phát tuyến.

STT TRẠM PHÁT

TUYẾN

TỔN THẤT TRÊN ĐƯỜNG DÂY TRUNG THẾ (Không tính

tổn thất MBA)

TỔN THẤT TBA

TÊN FILES

P (kW)

P (kW) cđ

P (kW) bt

P (kW) td

% Pk

P (kW) cđ

P (kW) bt

P (kW) td

Po MBA%

0.210

0.420

0.370

0.210

0.420

0.370

(1) (2) (3) (16) (17) (18) (19) (20) (21) (22) (23) (24) (25) (26) (27)

1 Tân An

471 219 99 12.5 520.5

3.93

50.35 18 10 114.5

118.0

3.03

471

TA

478 240 89 87 499.35

3.62

59.71 42

38 94.4

122.0

2.75 478 TA

2 LA 479 24 14 7 48.125

0.76

24.47 23

11 40.15

28.00

1.68

479

LA

Tổng 482.09 202.00

106.00

1,067.98

3.15

134.5 83.0 59.4 249.1

268.00

2.63

40

Từ đó lấy từng thông số của từng xuất tuyến và nhập vào công thức đã nêu ở

trên để tính toán:

+ Điện tổn hao của xuất tuyến 471 Tân An là:


Với ∆Pđd = ∆Pđdcđ x 0,21+ ∆Pđdbt x 0,42 + ∆Pđdtđ x 0,37

(Các hệ số: 0,21; 0,42; 0,37 là tỷ lệ tương ứng với giờ cao điểm, bình

thường, thấp điểm trong ngày). Do đó điện tổn hao của xuất tuyến 471 Tân An là:

∆A = (268,97 x 8760) + (118 x 8760 x 1) = 3.389.857 (kWh)

Tương tự như vậy, ta tính được:


∆A = (299,53 x 8760) + (122 x 8760 x 1) = 3.692.598 (kWh)

+ Điện tổn hao của xuất tuyến 479 Long An là:

∆A = (48,12 x 8760) + (28,0 x 8760 x 1) = 666.791 (kWh)

Vậy điện tổn thất phía trung thế bao gồm 3 xuất tuyến cộng lại là:

3.389.857 + 3.692.598 + 666.791 = 7.749.247 (kWh)

Tổng điện tổn thất bao gồm điện tổn thất phía hạ thế và điện tổn thất

phía trung thế cộng lại là: 2.887.029+7.749.247 = 10.636.276 (kWh)

Vậy tỷ lệ TTĐN sau khi tính toán lưới điện hiện trạng năm 2014 là:

10.676.276

Tỷ lệ tổn thất = x 100 = 7,99 %

133.085.300

So sánh kết quả chỉ tiêu TTĐN theo cấp điện áp đã thực hiện trong năm 2014

và kết quả tính toán tổn thất tính toán như sau:

Bảng 2.13. Chỉ tiêu TTĐN theo cấp điện áp năm 2014.

ST

T Chỉ tiêu


Sản lượng

điện (kWh)

Điện tổn

thất

(kWh)

Tỷ lệ

tổn

thất

(%)

Sản lượng

điện (kWh)

Điện tổn

thất

(kWh)

Tỷ lệ

tổn

thất

(%)

41

1

Chỉ tiêu tổn

thất điện năng

đã thực hiện

133.085.300 7.816.774 5,87 133.085.300 3.077.524 2,32

2

Chỉ tiêu tổn

thất điện năng

đã tính toán

133.085.300 7.749.247 5,82 133.085.300 2.887.029 2,17

So sánh kết quả chỉ tiêu tỷ lệ TTĐN đã thực hiện và kết quả tính toán trong

năm 2014 như sau:

+ Chỉ tiêu TTĐN đã thực hiện năm 2014 là: 8,19%

+ Chỉ tiêu TTĐN tính toán năm 2014 là: 7,99 %

Nhận xét:

Thông thường chỉ tiêu TTĐN tính toán bao giờ cũng thấp hơn chỉ tiêu TTĐN đã

thực hiện, phần chênh lệch này bù vào các tổn thất thương mại và quản lý vận hành

hệ thống. Vì vậy kết quả tính toán chỉ tiêu tỷ lệ TTĐN là 7,99% so với kết quả thực

hiện năm 2014 là 8,19% chứng tỏ điều đó phản ánh đúng với thực tế.

Kết luận

Việc sử dụng phần mềm PSS/Adept để tính toán chỉ tiêu TTĐN là phù hợp, kết

quả tính toán phản ảnh đúng thực tế với lưới điện và tương đối chính xác với kết

quả đã thực hiện.


Thu thập số liệu tổn thất điện năng và tìm hiểu cách thức tính toán tổn thất để

từ đó phân tích làm rõ được các nguyên nhân ảnh hưởng đến chỉ tiêu tổn thất điện

năng của Điện lực Châu Thành.

Dựa vào phần mềm PSS/Adept để tính toán lại chỉ tiêu tổn thất điện năng so

với kết quả thực hiện chỉ tiêu tổn thất điện năng năm 2014 của Điện lực Châu

Thành. So sánh và đánh giá kết quả trên để thấy được các nguyên nhân làm tổn thất

điện năng tăng cao.

42

Việc sử dụng phần mềm PSS/Adept để tính toán chỉ tiêu TTĐN là phù hợp,

kết quả tính toán phản ảnh đúng thực tế với lưới điện và tương đối chính xác với kết

quả đã thực hiện.

43

CHƯƠNG 3

MỘT SỐ GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI

ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN CHÂU THÀNH GIAI ĐOẠN 2015 – 2018

3.1. Mục tiêu giảm tổn thất điện năng giai đoạn 2015-2018

3.1.1 Dự báo nhu cầu phụ tải và chỉ tiêu thực hiện giảm tổn thất điện

năng

Theo dự báo nhu cầu điện phục vụ mục tiêu phát triển kinh tế xã hội của

huyện Châu Thành với tốc độ tăng trưởng GDP bình quân trong giai đoạn 2011 -

2015 là 8,32% và giai đoạn 2016 -2020 là 12%, phụ tải được dự báo như sau:

Stt Năm 2015 2018 2020

1 Pmax (MW) 49,6 117,9 152,9

2 Điện thương phẩm (kWh) 142.449.000 290.424.000 357.647.000

Chỉ tiêu thực hiện giảm tổn thất điện năng của Điện lực huyện Châu Thành

giai đoạn 2015 - 2018 dự kiến như sau:

Năm 2015 2018 2020

TTĐN (%) 7,85 6,64 5,98

Theo dự báo, nhu cầu phụ tải đến năm 2018 công suất max Pmax ước khoảng

117,9 MW, đạt 105% so công suất đặt của TBA 110/22kV hiện có, lúc đó chỉ tiêu

TTĐN của Điện lực Châu Thành sẽ là 6,64%. Và theo dự báo nhu cầu phụ tải đến

năm 2020 công suất max Pmax ước khoảng 152,9MW, đạt 136% so công suất đặt

của TBA 110/22kV hiện có, lúc đó chỉ tiêu TTĐN của Điện lực Châu Thành sẽ là

5,98%.

3.1.2 Đề xuất phương án giảm TTĐN lưới điện huyện Châu Thành

44

Theo số liệu dự báo, phụ tải huyện Châu Thành phát triển nhanh chóng trong

giai đoạn năm 2015- 2020. Các nguồn cung cấp hiện tại (Trạm 110kV Tân An và

Trạm 110kV Long An) không thể đáp ứng nhu cầu phụ tải của huyện.

Để vừa giảm được TTĐN theo lộ trình vừa đảm bảo nguồn điện để đáp ứng sự

phát triển của kinh tế xã hội địa phương cần thiết phải xây dựng 01 TBA 110/22kV

tại huyện Châu Thành đủ đảm bảo cấp điện cho huyện Châu Thành đến năm 2018.

Trước mắt xây dựng trạm biến áp 110/22kV có công suất 63MVA (năm 2016) và

nâng lên thành 2 x 63 MVA (năm 2017).

3.2. Tính toán phương án đề xuất giảm TTĐN lưới điện huyện Châu

Thành

3.2.1 Thiết kế và tính toán phương án lựa chọn

3.2.1.1 Tính toán với phụ tải của lưới điện năm 2014

Trong Chương 2 đã tính toán TTĐN năm 2014 trong điều kiện lưới điện hiện

hữu của huyện Châu Thành nhằm đánh giá lại kết quả thực hiện chỉ tiêu TTĐN thực

tế của Điện lực Châu Thành năm 2014.

Đối với phần tính toán TTĐN trình bày trong mục này là tương ứng với

trường hợp đã có TBA 110kV - 63 MVA và phân bố lại phụ tải các phát tuyến trung

áp nhằm đánh giá hiệu quả của phương án đề xuất.

Việc xây dựng mới 01 TBA 110/22kV Châu Thành tại huyện Châu Thành có

công suất 63MVA, cần phải bố trí lại lưới điện sao cho hợp lý nhất và có lưu ý đến

việc san tải cho lưới điện huyện Châu Thành và thành phố Tân An. Cụ thể như sau:

* TBA 110/22kV Châu Thành cho vận hành và lúc này các xuất tuyến được

phân chia như sau:

+ Xuất tuyến 471 Châu Thành: có 218 TBA với tổng dung lượng đặt là

12059,5kVA; công suất mang tải Pmax = 7,0 (MW) đi cấp điện cho khu vực xã An

Lục Long.

45


16163,5kVA; công suất mang tải Pmax = 8,44 (MW) đi cấp điện cho xã Dương

Xuân Hội và xã Long Trì.


17067,5kVA; công suất mang tải Pmax = 8,5 (MW) đi cấp điện cho Thị trấn Tầm

Vu, xã Hiệp Thạnh.


16567kVA; công suất mang tải Pmax = 9,5 (MW) đi cấp điện cho các xã: Thanh

Phú Long, Thuận Mỹ và Thanh Vĩnh Đông.

+ Xuất tuyến 471 Tân An: có 150 TBA với tổng dung lượng đặt là

10365kVA; công suất mang tải Pmax = 5,3 (MW) đi cấp điện cho xã Hòa Phú.

+ Xuất tuyến 478 Tân An: có 160 TBA với tổng dung lượng đặt là

7052,5kVA; công suất mang tải Pmax = 5,7 (MW) đi cấp điện cho các xã: Bình

Quới, Phú Ngãi Trị, Phước Tân Hưng.

+ Xuất tuyến 479 Long An: có 208 TBA với tổng dung lượng đặt là

8688kVA; công suất mang tải Pmax = 6,9 (MW) đi cấp điện cho các xã Hiệp

Thạnh.

* Bù trung áp: Do có TBA 110/22kV Châu Thành nên toàn bộ lưới điện

trung thế thay đổi, kéo theo việc bố trí tụ bù trung áp trên lưới điện cũng thay đổi

theo, cụ thể như sau:

* Trạm biến áp 110/22kV Tân An có 02 xuất tuyến:

+ Xuất tuyến 471 Tân An có 01 giàn tụ bù trung áp 600 kVAr.

+ Xuất tuyến 478 Tân An có 02 giàn tụ bù trung áp 900 kVAr.

* Trạm biến áp 110/22kV Long An có 01 xuất tuyến:

+ Xuất tuyến 479 Long An có 01 giàn tụ bù trung áp 600 kVAr.

* Trạm biến áp 110/22kV Châu Thành có 04 xuất tuyến:

+ Xuất tuyến 471 Châu Thành: Đã có 01 giàn tụ, công suất 900 kVAr,

chuyển từ xuất tuyến 471TA. Đề nghị lắp đặt thêm 01 giàn tụ bù ứng động trung áp

600 kVAr.

46



600 kVAr.

+ Xuất tuyến 475 Châu Thành: Đề nghị lắp đặt thêm 01 giàn tụ bù ứng động

trung áp 600 kVAr.



600 kVAr.

Tính toán theo phương án lựa chọn

Cũng tương tự như Chương 2, ta áp dụng các công thức lý thuyết để tiến

hành tính toán điện tổn thất trung áp và hạ áp.

a. Điện tổn thất phía hạ áp

Bao gồm điện tổn thất lưới điện hạ áp, điện tổn thất phần nhánh rẽ công tơ và

điện tổn thất của tụ bù.

* Điện tổn thất lưới điện hạ áp

Tính toán giá trị điện tổn thất lưới điện hạ áp là 2.316.479 kWh (như Bảng 2.9. Kết

quả tính toán điện tổn thất lưới điện hạ áp).

* Điện tổn thất nhánh rẽ công tơ

Tính toán giá trị điện tổn thất nhánh rẽ công tơ là 417.535 kWh (như Bảng

2.10. Kết quả tính toán điện tổn thất công tơ - nhánh rẽ công tơ).

STT Công tơ (cái)

Tổn thất công tơ

(kWh)

Tổn thất nhánh rẽ

công tơ (kWh) Tổn thất

tổng cộng 01 pha 03 pha 01 pha 03 pha 01 pha 03 pha

1 22.151 123 388.086 6.465 22.303 682 417.535

* Điện tổn thất tụ bù

Sau khi có phương án xây dựng TBA 110/22kV Châu Thành cho nên việc

kết lưới cũng thay đổi theo. Theo đó, sẽ tăng thêm 4 giàn tụ bù trung thế với dung

lượng 2.400 kVAr. Cũng tương tự như Chương 2, đưa vào bảng tính toán giá trị

47

điện tổn thất tụ bù là 196.815 kWh (như Bảng 3.1. Kết quả tính toán điện tổn thất tụ

bù).

Bảng 3.1. Kết quả tính toán điện tổn thất tụ bù


lượng

Dung

lượng/giàn

(kVAr)

Tổng

dung

lượng

(kVAr)

Điện

tổn

hao/1k

VAr

Thời

gian

(giờ)

Điện tổn

hao

tổng

cộng

1 Tụ bù trung thế

ứng động 3x300 1 3x(200+100) 900 0.005 3.650 16.425


ứng động 3x200 7 3x200 4,200 0.005 3,650 76,650


cố định 3x100 3 3x100 900 0.005 8.760 39.420

2 Tụ bù hạ thế 749 - 2447,5 0.003 8.760 64.320

Tổng cộng 756 8.447,5 196.815

Vậy tổng giá trị điện tổn thất phía hạ áp (bao gồm điện tổn thất lưới điện hạ áp +

điện tổn thất nhánh rẽ công tơ) và điện tổn thất tụ bù là:

2.316.479 + 417.535 + 196.815 = 2.930.829 (kWh)

b. Điện tổn thất phía trung áp

* Điện tổn thất phía trung thế bao gồm điện tổn thất của 03TBA 110/22kV

Tân An, Long An và Châu Thành được xác định bởi công thức sau:


Trong đó:

+ ∆A là giá trị điện năng tổn thất tính toán được.

+ ∆Pđd là tổn thất công suất của đường dây, ∆Pđd = ∆Pđdcđ + ∆Pđdbt + ∆Pđdtđ

+ ∆PkMBA là tổn thất công suất của MBA

+ ∆Po là tổn hao không tải của MBA trong quá trình vận hành.

+ kđt là hệ số đồng thời của xuất tuyến cần tính toán.

48

Thông số Pbase và Qbase ở chương này cũng tương tự như ở Chương 2

nhưng cần phải bố trí lại theo phương án đã đề xuất. Tương tự cách tính ở Chương

2, ta có bảng tổng hợp sau:

49

Bảng 3.2. Tổng hợp tính toán các phát tuyến

STT TRẠM PHÁT

TUYẾN

TỔN THẤT TRÊN ĐƯỜNG DÂY TRUNG THẾ

(Không tính tổn thất MBA)

TỔN THẤT TBA

TÊN

FILES

∆P (kW)

∆P (kW)

cđ

∆P(kW)

bt

∆P(kW)

td % ∆k

∆P

(kW)

cđ

∆P(kW)

bt

∆P(kW)

td Po MBA%

0.210

0.420

0.370

0.210

0.420

0.370

(1) (2) (3) (16) (17) (18) (19) (20) (21) (22) (23) (24) (25) (26) (27)

1 Tân An

471 16.3 5.5 0.6 40.35

1.46

10.90

7 2.2 23

38.0 4.36

478 27.6 6.0 4.4 66.3

1.16

10.73

13 8 13

41.0 2.17

2 LA 479 19.5 13.0 5.3 39.2

0.65

25.41

25 11 42

40.00 2.18

2

CT

471 11.7 2.7 2.3 27.6

0.65

13.76

6 3 30.5

50.00 3.50

2 473 77.4 30.0 13.0 177.5

2.80

21.86

12 6 45

50.00 2.60

2 475 3.8 1.8 1.1 8.05

0.43

9.12

7 3 17.5

14.00 2.60

477 20.8 18.0 12.0 32.5

0.65

29.57

26 16 47

35.00 2.01

Tổng

177.30

77.00

38.74

391.50

1.17

121.4 96.0 48.9 218.0 268.0 2.56

50

Dựa vào thiết kế sơ bộ các xuất tuyến trung thế mới của TBA 110/22kV Tân

An, Long An và TBA 110/22kV Châu Thành xây dựng mới, cũng tương tự Chương

2 ta tiến hành sử dụng chương trình phần mềm PSS/Adept để tính toán, kết quả cụ

thể như sau:

Điện tổn hao của TBA 110/22kV Tân An:

+ Điện tổn hao của xuất tuyến là 471 Tân An:

∆A = (27,24 x 8760) + (38,0 x 8760 x 1) = 571.502 (kWh)


∆A = (38,37 x 8760) + (41,0 x 8760 x 1) = 695.281 (kWh)

Điện tổn hao của 02 xuất tuyến TBA 110/22kV Tân An là: 1.266.783

(kWh)

Điện tổn hao của TBA 110/22kV Long An:

+ Điện tổn hao của xuất tuyến là 479 Long An:

∆A = (44,87 x 8760) + (40,0 x 8760 x 1) = 743.461 (kWh)

Điện tổn hao của TBA 110/22kV Châu Thành sau khi xây dựng mới:

+ Điện tổn hao của xuất tuyến 471 Châu Thành là:

∆A = (25,51 x 8760) + (50,0 x 8760 x 1) = 661.467 (kWh)


∆A = (99,29 x 8760) + (50,0 x 8760 x 1) = 1.307.780 (kWh)


∆A = (12,96 x 8760) + (14,0 x 8760 x 1) = 236.170 (kWh)


∆A = (50,42 x 8760) + (35,0 x 8760 x 1) = 748.279 (kWh)

Điện tổn hao của 04 xuất tuyến TBA 110/22kV Châu Thành xây dựng mới là:

661.467+1.307.780+236.170 +748.279 = 2.953.696 (kWh)

Điện tổn hao của 03 TBA 110/22kV cộng lại là:

1.266.783+743.461+2.953.696 = 4.963.940 (kWh)

Vậy lượng điện tổn thất trung áp và hạ áp sau khi tính toán là

2.930.829 + 4.963.940 = 7.894.769 (kWh)

51

Vậy tỷ lệ TTĐN sau khi đưa ra phương án giảm TTĐN như sau:

7.894.769

Tỷ lệ tổn thất = x 100 = 5,93 %

133.085.300

So sánh kết quả chỉ tiêu TTĐN theo cấp điện áp như sau:

Bảng 3.3. Kết quả chỉ tiêu của từng cấp điện áp.

STT Chỉ tiêu


Sản lượng

điện

Điện tổn

thất

Tỷ lệ

tổn

thất

Sản lượng

điện

Điện tổn

thất

Tỷ lệ

tổn

thất

1

Chỉ tiêu TTĐN đã

thực hiện năm

2014

133.085.300 7.816.774 5,87 133.085.300 3.077.524 2,32

2


tính toán trước khi

đưa ra phương án

133.085.300 7.749.247 5,82 133.085.300 2.887.029 2,17

3


tính toán sau khi

đưa ra phương án

133.085.300 4.963.940 3,73 133.085.300 2.930.829 2.20

So sánh kết quả chỉ tiêu tỷ lệ TTĐN đã thực hiện và kết quả tính toán lưới điện

hiện trạng và phương án giảm TTĐN trong năm 2014 như sau:

+ Chỉ tiêu TTĐN đã thực hiện năm 2014 là: 8,19%

+ Chỉ tiêu TTĐN đã tính toán lưới điện hiện trạng của năm 2014 là: 7,99 %

+ Chỉ tiêu TTĐN sau khi đưa ra phương án giảm TTĐN là: 5,93%

Nhận xét: Kết quả sau khi đưa ra phương án giảm TTĐN và tính toán được

chỉ tiêu TTĐN là 5,93%, giảm được 2,06% so kết quả tính toán kết cấu lưới điện

hiện trạng và giảm 2,26% so kết quả thực hiện SXKD năm 2014 của Điện lực Châu

Thành.

52

3.2.1.2 Tính toán với phụ tải dự báo năm 2018

Năm 2018, dự báo phụ tải lưới điện trên địa bàn huyện Châu Thành như sau:

+ Xuất tuyến 471 Châu Thành: công suất dự báo mang tải Pmax = 16,4 (MW)

đi cấp điện cho khu vực xã An Lục Long.


đi cấp điện cho xã Dương Xuân Hội và xã Long Trì.

+ Xuất tuyến 475 Châu Thành: công suất dự báo mang tải Pmax = 21 (MW) đi

cấp điện cho Thị trấn Tầm Vu, xã Hiệp Thạnh.


đi cấp điện cho các xã: Thanh Phú Long, Thuận Mỹ và Thanh Vĩnh Đông.

+ Xuất tuyến 471 Tân An: công suất dự báo mang tải Pmax = 11,6 (MW) đi

cấp điện cho xã Hòa Phú.

+ Xuất tuyến 478 Tân An: công suất dự báo mang tải Pmax = 18,1 (MW) đi

cấp điện cho các xã: Bình Quới, Phú Ngãi Trị, Phước Tân Hưng.

+ Xuất tuyến 479 Long An: công suất dự báo mang tải Pmax = 10,8 (MW) đi

cấp điện cho các xã Hiệp Thạnh.

* Bù trung áp: Dự báo bố trí tụ bù trung áp trên lưới điện năm 2018 như sau:

* Trạm biến áp 110/22kV Tân An có 02 xuất tuyến:

+ Xuất tuyến 471 Tân An: Dự báo sẽ bù với tổng dung lượng là 600 kVAr.

+ Xuất tuyến 478 Tân An: Dự báo sẽ bù với tổng dung lượng là 1800 kVAr.

* Trạm biến áp 110/22kV Long An có 01 xuất tuyến:

+ Xuất tuyến 479 Long An: Dự báo sẽ bù với tổng dung lượng 1500 là kVAr.

* Trạm biến áp 110/22kV Châu Thành có 04 xuất tuyến:

+ Xuất tuyến 471 Châu Thành: Dự báo sẽ bù với tổng dung lượng là 1500

kVAr..


kVAr.

53


kVAr.


kVAr.

Tính toán theo phương án lựa chọn

a. Điện tổn thất phía hạ áp

Bao gồm điện tổn thất lưới điện hạ áp, điện tổn thất phần nhánh rẽ công tơ và

điện tổn thất của tụ bù.

* Điện tổn thất lưới điện hạ áp

Dự báo tổn thất điện năng phần đường dây hạ áp năm 2018 là 3.335.730 kWh.

* Điện tổn thất nhánh rẽ công tơ

Dự báo điện tổn thất nhánh rẽ công tơ và công tơ năm 2018 là 501.044 kWh

(như Bảng đính kèm).

Đơn vị Loại dây Ro(/Km) Số khách

hàng

Chiều

dài

(m)

Số giờ sử dụng(Giờ)

I max (A)

Điện tổn

thất

(KWh)

Châu

Thành

CV11 1.90 26,581 6 2,760 4 26,763

CV22 0.82 148 7 3,205 10 821

Điện kế 1 pha 0.002 26,581 - 8,760 - 465,703

Điện kế 3 pha 0.006 148 - 8,760 - 7,758

Tổng 26,729 501,044

* Điện tổn thất tụ bù

Tổn thất điện năng tụ bù dự báo cho năm 2018 là 302.754 kWh (như bảng đính

kèm).


lượng

Dung

lượng/giàn

(kVAr)

Tổng

dung

lượng

(kVAr)

Điện

tổn

hao/1k

VAr

Thời

gian

(giờ)

Điện tổn

hao tổng

cộng

1

Tụ bù trung

thế ứng động

3x300

6 900 5,400 0.005 3,650 98,550

Tụ bù trung

thế ứng động

3x200

8 600 4,800 0.005 3,650 87,600

54

Tụ bù trung

thế cố định

3x100

3 300 900 0.005 8,760 39,420

2 Tụ bù hạ thế 749 - 2,937 0.003 8,760 77,184

Tổng cộng 766 14,037.0

0 302,754

Vậy tổng giá trị điện tổn thất phía hạ áp (bao gồm điện tổn thất lưới điện hạ áp

+ điện tổn thất nhánh rẽ công tơ) và điện tổn thất tụ bù năm 2018 là:

3.335.730 + 501.044 + 302.754 = 4.139.528 kWh

b. Điện tổn thất phía trung áp

Điện năng tổn thất phía trung áp căn cứ vào dự báo phụ tải của từng phát

tuyến năm 2018 như trên, tương tự như cách tính ở Chương 2, ta có bảng tổng hợp

sau:

55

STT TRẠM PHÁT

TUYẾN

TỔN THẤT TRÊN ĐƯỜNG DÂY TRUNG THẾ (Không

tính tổn thất MBA) TỔN THẤT TBA

DP (kW)

DP (kW)

cđ

DP(kW)

bt

DP(kW)

td % Pk

DP

(kW) cđ

DP(kW)

bt

DP(kW)

td Po MBA%

0.210

0.420

0.370

0.210

0.420

0.370

(1) (2) (3) (16) (17) (18) (19) (20) (21) (22) (23) (24) (25) (26)

1 Tân

An

471 3 10 0.5 1.6

0.11

9.45 5.7 2.2 19.8 143.5 5.85

478 35 12 2 84.1

0.56

10.19

13 7 11.8 160.0 2.76

2 LA 479 32 50 5.33 52.6

0.68

24.30 26

11.03 38.3 150.0 3.67

2

CT

471 59 3 0.9 157.5

1.28

12.30 5 2 28.1 163.5 3.82

2 473 254 169 16 570.9

5.33

21.02 15

6 40.9 170.0 4.01

2 475 54 1 0.3 146.2

1.05

6.14 5 2 11.1 145.0 2.91

477 180 16 10 467.1

2.04

27.43 24

16 42.3 148.5 1.99

Tổng

617.13

260.26

35.56

1,479.84

1.67

110.8 93.7 47.7 192.2 1080.5 3.23

56

Từ bảng tính toán nêu trên, ta tính điện tổn thất của từng phát tuyến như sau:

Điện tổn hao của TBA 110/22kV Tân An:

+ Điện tổn hao của xuất tuyến là 471 Tân An:

∆A = (12,31 x 8760) + (143,5 x 8760 x 1) = 1.364.895,60 (kWh)


∆A = (44,71 x 8760) + (160 x 8760 x 1) = 1.793.250,84 (kWh)

Điện tổn hao của 02 xuất tuyến TBA 110/22kV Tân An là: 3.158.146,44

(kWh)

Điện tổn hao của TBA 110/22kV Long An:

+ Điện tổn hao của xuất tuyến là 479 Long An:

∆A = (56,54 x 8760) + (150 x 8760 x 1) = 1.809.313,18 (kWh)

Điện tổn hao của TBA 110/22kV Châu Thành:


∆A = (71,55 x 8760) + (163,5 x 8760 x 1) = 2.059.055,52 (kWh)


∆A = (274,55 x 8760) + (170 x 8760 x 1) = 3.894.231,72 (kWh)


∆A = (60,53 x 8760) + (145 x 8760 x 1) = 1.800.463,91 (kWh)


∆A = (207,77 x 8760) + (148,5 x 8760 x 1) = 3.120.933,96 (kWh)

Điện tổn hao của 04 xuất tuyến TBA 110/22kV Châu Thành:

2.059.055,52+3.894.231,72+1.800.463,91 +3.120.933,96 = 10.874.685,11 (kWh)

Điện tổn hao của 03 TBA 110/22kV cộng lại là:

3.158.146,44 + 1.809.313,18 +10.874.685,11 = 15.842.144,73 (kWh)

Vậy lượng điện tổn thất trung áp và hạ áp sau khi tính toán là

4.139.528 + 15.842.144,73 = 19.981.672,73 (kWh)

Sản lượng điện nhận dự báo năm 2018 là: 290.424.000 + 19.981.672,73 =

310.405.672,7 (kWh).

Vậy tỷ lệ TTĐN sau khi đưa ra phương án giảm TTĐN năm 2018 như sau:

57

19.981.672,73

Tỷ lệ tổn thất = x 100 = 6,44 %

310.405.672,7

So sánh với dự báo giảm TTĐN năm 2018 của Điện lực Châu Thành với kết

quả tính toán lưới điện từ Chương trình PSS/ADEPT cho TTĐN năm 2018 như sau:

+ Dự báo TTĐN năm 2018 của Điện lực Châu Thành là: 6,64%

+ Chỉ tiêu TTĐN sau khi đưa ra phương án giảm TTĐN cho năm 2018 là:

6,44%

Nhận xét: Kết quả sau khi đưa ra phương án giảm TTĐN năm 2018 và tính

toán được chỉ tiêu TTĐN là 6,44%, thấp hơn so với dự báo là 6,64%. Như vậy

phương án giảm TTĐN đưa ra có tính khả thi.

3.2.2 Hiệu quả kinh tế của phương án đề xuất

- Căn cứ vào kết quả tính toán nêu trên, ta thấy sau khi xây dựng mới TBA

110/22kV thì tổn thất điện năng sẽ giảm 2,06%, tương ứng với điện năng tổn thất là

2.741.557 kWh. Giá bán bình quân năm 2014 của Điện lực Châu Thành là 1.500,17

đồng/kwh, như vậy nếu việc chậm trễ đầu tư theo phương án đã đề xuất thì cứ mỗi

năm sẽ mất đi một khoản tiền là:

2.714.557 kWh x 1.500,17 đồng/kwh = 4.072.296.975 đồng

Lưu ý khoản tiền này không cố định mà sẽ tăng dần theo từng năm bởi vì tỷ lệ

tổn thất điện năng cũng sẽ tăng nhanh theo từng năm nếu không có phương án đầu

tư nâng cấp lưới điện.

- Về đầu tư xây dựng mới 01 TBA 110/22kV – 2 x 63MVA và đường dây đấu

nối: Ước tính vốn đầu tư khoảng 139 tỷ đồng (giai đoạn năm 2016 đầu tư khoảng

114 tỷ đồng, giai đoạn 2 năm 2017 đầu tư khoảng 25 tỷ đồng), với tổng thời gian

thực hiện dự án và kết thúc xây dựng đưa vào vận hành giai đoạn 1 khoảng 9 tháng,

giai đoạn 2 khoảng 4 tháng. Theo giả định tính toán, các chỉ tiêu kinh tế tài chính

của dự án như sau:

Hệ số hoàn vốn tài chính nội tại (FIRR) : 14,08%

58

Thu nhập thực qui về hiện tại (FNPV) (triệu đồng) : 226.886

Hệ số lợi ích trên chi phí (B/C) : 1,09

Căn cứ vào nhu cầu sử dụng vốn của Tổng công ty Điện lực miền Nam,

nếu tính với hệ số chiết khấu là 10%/năm thì thời gian hoàn vốn của dự án là 11

năm (tính từ khi thực hiện dự án).

Với các điều kiện tài chính nêu trên và căn cứ vào dòng tiền tệ luân

chuyển trong dự án, có thể khẳng định dự án có khả năng trả nợ và có lãi.

3.3. Các giải pháp giảm tổn thất điện năng trong giai đoạn 2015-2018

Như đã phân tích làm rõ về các nguyên nhân gây tổn thất điện năng ở

Chương 2 và phương án đề xuất như đã nêu trên, theo đó, mục đích của chương này

là tìm các giải pháp để giảm vận hành lưới điện quá tải, đề ra phương án vận hành

hợp lý, đầu tư, xây dựng, cải tạo lưới điện cho phù hợp với tình hình phát triển phụ

tải của địa phương và đề xuất, khắc phục các khiếm khuyết về kỹ thuật, quản lý vận

hành, kinh doanh và về mặt tổ chức quản lý nhằm đảm bảo được lộ trình giảm

TTĐN mà Điện lực Châu Thành đã đề ra trong giai đoạn năm 2015 – 2018. Cụ thể

như sau:

3.3.1 Giải pháp về mặt kỹ thuật, quản lý vận hành

Xây dựng mới 01 TBA 110/22kV tại huyện Châu Thành

Đầu tư xây dựng 01 TBA 110/22kV tại huyện Châu Thành theo hai giai đoạn

(giai đoạn 1 xây dựng TBA có công suất 63MVA vào năm 2016 và giai đoạn 2

nâng công suất thành 2 x 63MVA vào năm 2017), tách và đấu nối lại lưới điện

22kV cho phù hợp bán kính cấp điện cũng như việc cân bằng phụ tải giữa các TBA

110/22kV để đáp được nhu cầu phụ tải đến năm 2018. Bố trí phụ tải phù hợp trên

các xuất tuyến: 471 Châu Thành, 473 Châu Thành, 475 Châu Thành, 477 Châu

Thành, 471 Tân An, 478 Tân An, 479 Long An. Khi đó, TTĐN thực hiện vào năm

2018 theo tính toán là 6,44%, thấp hơn 0,2% so với TTĐN dự báo của Điện lực

Châu Thành (năm 2018 dự báo là 6,64%). Ước tính vốn đầu tư xây dựng mới TBA

110kV - 2 x63MVA tại huyện Châu Thành vào khoảng 139 tỷ đồng (giai đoạn năm

2016 đầu tư khoảng 114 tỷ đồng, giai đoạn 2 năm 2017 đầu tư khoảng 25 tỷ đồng).

59

Căn cứ vào các giả định tính toán nêu trên, có thể khẳng định dự án có khả năng trả

nợ và có lãi, đồng thời góp phần giúp Điện lực Châu Thành thực hiện đạt chỉ tiêu

TTĐN đã đề ra.

Lắp đặt và vận hành hiệu quả tụ bù

- Lập kế hoạch, phương án lắp đặt tụ bù trung, hạ áp theo kế hoạch hàng

năm với dung lượng bù đã nêu và theo tình hình vận hành thực tế của đơn vị.

- Thường xuyên kiểm tra tình trạng vận hành của các bộ tụ bù hiện hữu,

thay thế kịp thời hiệu chỉnh các thông số bù ứng động phù hợp, thay thế các tụ bù

kém chất lượng.

- Thường xuyên theo dõi cảnh báo qua chương trình đo ghi từ xa để kịp thời

phát hiện tình trạng bù công suất phản kháng của các khách hàng 3 pha không đảm

bảo cos φ theo hợp đồng mua bán điện.

Tăng cường công tác quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành giảm sự cố

lưới điện

- Lập kế hoạch và triển khai thực hiện đầy đủ các nội dung và tiến độ

chương trình sửa chữa lưới điện hàng năm.

- Thực hiện kế hoạch công tác bảo trì lưới điện mùa khô đúng tiến độ, có

chất lượng. Đặc biệt là thực hiện bảo trì đường trục chính và hệ thống đo đếm trung

áp trước mùa mưa.

- Phát quang triệt để hành lang an toàn lưới điện cao áp và lưới điện hạ áp

để tránh để cây cối chạm chập, gây rò rỉ điện.

- Xử lý các mối nối trung áp, hạ áp trên lưới điện không đảm bảo yêu cầu

kỹ thuật.

- Lập kế hoạch đầu tư, cải tạo lưới điện: Nâng tiết diện một số đường trung

áp, nâng cấp đường dây trung áp từ 1 pha lên 3 pha, xây dựng mới mạch 2 của một

số phát tuyến trung áp,...

Theo dõi và xử lý các thông số vận hành lưới điện

- Thường xuyên theo dõi phụ tải trên các phát tuyến để tổ chức cân pha,

sang tải kịp thời.

60

- Thực hiện đo tải MBA mỗi quý, lập phương án giải quyết dứt điểm tình

trạng MBA non, quá tải sau khi đo.

- Tổ chức rà soát lại tình hình phụ tải, điện áp đầu nguồn, điện áp cuối

nguồn của lưới hạ áp. Lập phương án xử lý dứt điểm tình trạng quá tải dây dẫn.

- Rà soát phụ tải, bán kính cấp điện đối với lưới hạ áp tiếp nhận, xác định

trung tâm phụ tải để chuyển MBA vào trung tâm phụ tải, trong đó ưu tiên thực hiện

trước đối với các khu vực lưới điện hỗn hợp.

- Thực hiện tính toán tổn thất kỹ thuật của từng trạm biến áp, từng đường

dây trung áp, từng xuất tuyến để làm cơ sở so sánh với tổn thất trên cây tổn thất, từ

đó khoanh vùng tổn thất để có các biện pháp giảm TTĐN phù hợp.

- Tiếp tục áp dụng chương trình PSS/ADEFPT để tính toán tổn thất kỹ thuật

lưới điện trung hạ áp: Rà soát cập nhật sơ đồ mô phỏng lưới điện đúng thực tế, khai

thác số liệu từ các đo ghi từ xa để kết quả tính toán phản ảnh đúng thực tế.

3.3.2 Giải pháp về mặt kinh doanh

- Lắp mới công tơ điện tử khi có khách hàng mới và thay thế theo lộ trình

đối với các khách hàng sử dụng công tơ cơ cho phù hợp công nghệ mới đo ghi từ xa

mà Tổng công ty Điện lực miền Nam đang triển khai. Thay thế công tơ có khả năng

quá tải.

- Thường xuyên theo dõi và xử lý kịp thời khi có phát sinh đối với các TBA

khách hàng vận hành non tải (<10%), khách hàng 06 tháng không sử dụng.

- Thực hiện thay thế kịp thời, đúng tiến độ theo kế hoạch thay thế định kỳ

đối với hệ thống đo đếm của khách hàng.

- Khắc phục các trạm biến áp công cộng có tổn thất điện năng cao bất

thường.

- Kiểm tra các khách hàng nghi vấn vi phạm sử dụng điện.

3.3.3 Giải pháp về mặt tổ chức, quản lý

- Tiếp tục củng cố, hoàn thiện tiểu ban chỉ đạo công tác giảm TTĐN tại

Điện lực; phân công nhiệm vụ chi tiết cho từng thành viên trong tiểu ban và quy

định chế độ sinh hoạt của tiểu ban.

61

- Xây dựng chương trình, kế hoạch thực hiện công tác giảm TTĐN và triển

khai thực hiện hoàn thành chỉ tiêu.

- Rà soát lại chương trình giảm TTĐN đã lập và xem xét lại nội dung nào

đã làm được và chưa làm để đề ra lịch trình cụ thể nhằm thực hiện nghiêm túc các

công việc đã đề ra.

- Tiến hành phân công cụ thể đến từng cá nhân chịu trách nhiệm theo dõi

TTĐN của từng xuất tuyến và từng trạm biến áp.

- Hoàn chỉnh tổ chức mạng lưới hoạt động, kiểm tra giám sát mua bán điện

tại Điện lực.

- Tăng cường tần suất kiểm tra sử dụng điện đối với khách hàng.

- Tổ chức ban hành và xét khen thưởng hàng năm để động viên đơn vị, cá

nhân có thành tích trong công tác giảm TTĐN.


Trên cơ sở các nguyên nhân gây tổn thất điện năng, luận văn đã phân tích

làm sáng tỏ các nguyên nhân để từ đó đề xuất phương án giảm chỉ tiêu tổn thất điện

năng là xây dựng 01 TBA 110/22kV Châu Thành, áp dụng vào phần mềm

PSS/Adept để tính toán xem lại phương án đề xuất có hợp lý không. Kết quả thu

được rất hiệu quả. Phương án này vừa giảm được chỉ tiêu tổn thất điện năng, vừa

hoàn thiện được lưới điện để nâng cao độ tin cậy trong cung cấp điện, đáp ứng được

nhu cầu phụ tải trong những năm đến.

Phương án xây dựng TBA 110/22kV Châu Thành có tính khả thi cao, phù

hợp với điều kiện lưới điện của Điện lực Châu Thành hiện nay.

Để đầu tư xây dựng mới 01 TBA 110/22kV thì ước tính vốn đầu tư khoảng

139 tỷ đồng (đầu tư hai giai đoạn), thời gian xây dựng đưa vào vận hành giai đoạn 1

khoảng 09 tháng, giai đoạn 2 khoảng 4 tháng. Theo các giả định tính toán, hệ số

hoàn vốn tài chính nội tại (FIRR) là 14,08%, thu nhập thực qui về hiện tại (FNPV)

là 226.886 (triệu đồng), hệ số lợi ích trên chi phí (B/C) là 1,09 thì thời gian hoàn

vốn của dự án là 11 năm (tính từ khi thực hiện dự án) nếu tính với hệ số chiết khấu

62

là 10%/năm. Với các điều kiện tài chính nêu trên và căn cứ vào dòng tiền tệ luân

chuyển trong dự án, có thể khẳng định dự án có khả năng trả nợ và có lãi.

63

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

1. KẾT LUẬN

Đề tài đã thu thập và phân tích được một số phương thức xác định tổn thất

điện năng.

Giới thiệu phần mềm PSS/Adept để tính toán tổn thất điện năng.

Thu thập số liệu tổn thất điện năng và tìm hiểu cách thức tính toán tổn thất để

từ đó phân tích làm rõ được các nguyên nhân ảnh hưởng đến chỉ tiêu tổn thất điện

năng của Điện lực Châu Thành thuộc Công ty Điện lực Long An.

Căn cứ vào phần mềm PSS/Adept để tính toán lại chỉ tiêu tổn thất điện năng

để so sánh với kết quả thực hiện chỉ tiêu TTĐN năm 2014 của Điện lực Châu

Thành.

Trên cơ sở các nguyên nhân gây tổn thất điện năng đã làm rõ, căn cứ vào dự

báo phụ tải và dự báo thực hiện chỉ tiêu TTĐN của Điện lực Châu Thành đến năm

2018, đề xuất phương án giảm chỉ tiêu tổn thất điện năng ở Điện lực Châu Thành là

xây dựng mới 01 TBA 110/22kV Châu Thành. Áp dụng vào phần mềm PSS/Adept

để tính toán tổn thất điện năng, kết quả thu được là hợp lý. Phương án này vừa giảm

được chỉ tiêu tổn thất điện năng, vừa hoàn thiện được lưới điện để nâng cao độ tin

cậy trong cung cấp điện, đáp ứng được nhu cầu phụ tải đến năm 2018.

Phương án xây dựng TBA 110/22kV Châu Thành có tính khả thi cao, phù

hợp với điều kiện lưới điện của huyện Châu Thành hiện nay. Vì vậy đề nghị cần

phải quan tâm thực hiện.

2. KIẾN NGHỊ

Trước mắt, chưa đầu tư xây dựng ngay TBA 110/22kV Châu Thành thì đề

nghị Điện lực Châu Thành cần tập trung thực hiện một số công việc sau đây trong

năm 2015 để giảm tổn thất điện năng:

Kiện toàn bộ máy làm công tác giảm TTĐN đi vào hoạt động hiệu quả.

64

Rà soát lại chương trình giảm TTĐN đã lập và xem xét lại nội dung nào đã

làm được và chưa làm để đề ra lịch trình cụ thể nhằm thực hiện nghiêm túc các

công việc đã đề ra.

Khắc phục các khiếm khuyết, tồn tại trong năm 2014.

Tăng cường các giải pháp quản lý kỹ thuật, quản lý kinh doanh để giảm

TTĐN.

Trên cơ sở phương án đã lựa chọn và phương pháp tính toán mang lại hiệu

quả cao theo tiêu chí là giảm tổn thất điện năng theo dự báo đến năm 2018 chỉ tiêu

TTĐN tại Điện lực Châu Thành là 6,64%, bản thân sẽ kiến nghị Công ty Điện lực

Long An đề nghị Tổng công ty Điện lực miền Nam sớm cho xây dựng mới TBA

110/22kV Châu Thành để đưa vào vận hành giai đoạn 1 trong năm 2016 và giai

đoạn 2 vào năm 2017.

65

TÀI LIỆU THAM KHẢO

1. Bùi Ngọc Thư (2002), Mạng điện cung cấp và phân phối điện, Nhà xuất bản khoa

học và kỹ thuật, Hà Nội.

2. Trần Bách (2008), Lưới điện và hệ thống điện, tập 1, Trần Bách, Nhà xuất bản

khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.

3. Trần Bách (2008), Lưới điện và hệ thống điện, tập 2, Trần Bách, Nhà xuất bản

khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.

4. Tổng công ty Điện lực miền Nam (2014), Tài liệu Hướng dẫn tính toán mô phỏng

lưới điện sử dụng phần mềm PSS/ADEPT, Tài liệu tập huấn nội bộ.

5. Điện lực Châu Thành, Bảng chỉ tiêu sản xuất kinh doanh của Điện lực Châu

Thành (2011, 2012, 2013, 2014).

6. Điện lực Thủ Thừa, Bảng chỉ tiêu thực hiện tổn thất điện năng của Điện lực Thủ

Thừa (2011, 2012, 2013, 2014).

7. Điện lực Thạnh Hóa, Bảng chỉ tiêu thực hiện tổn thất điện năng của Điện lực

Thạnh Hóa (2011, 2012, 2013, 2014).

66

Phụ lục 1

Giới thiệu phần mềm tính toán PSS/Adept

Sau khi đã khởi động phần mềm ta thu được giao diện.

Chọn đ tượng

Góc quay

Quay +90

Quay - 90

Lưới

Thanh cái dạng

đứng, ngang, điểm

Dây dẫn

Thiết bị đóng cắt

Máy biến áp

Tải tĩnh

Tải MWh

Nguồn

Tụ bù

Điểm ngắn mạch

Tb bảo vệ

Sóng hài

Hình 1: Thanh công cụ tạo sơ đồ tính toán

Sau đó ta vào File\New hoặc nhấp vào biểu tượng để tạo mới một sơ đồ.

Chọn các thành phần có trong thư viện của phần mềm bằng cách nhấp vào các biểu

tượng tương ứng trên thanh công cụ.

CÁCH TẠO NÚT NGUỒN (NÚT CÂN BẰNG ): Ta nhấp vào biểu tượng nguồn

(source) trên thanh công cụ , Sau đó nhấp vào thanh cái được chọn là thanh cái

cân bằng. Ta sẽ thu được nút có nguồn phát trên sơ đồ như sau:

Hình 2: Biểu tượng của thanh cái có nguồn phát

CÁCH TẠO MỘT NÚT GẮN PHỤ TẢI: Phụ tải chính là các khách hàng sử

dụng điện. Trong PSS/ADEPT, các thông số của phụ tải được nhập vào là công suất

tác dụng (kW) và công suất phản kháng (kVAr). Nếu tải cân bằng thì chỉ nhập tổng

công suất trên tất cả các pha.

Để tạo một tải ta nhấp vào biểu tượng hoặc lần lượt là tải tĩnh (static

load) hoặc tải MWh. Sau đó ta nhấp vào nút ta thu được sơ đồ sau:

Tải tĩnh :

67

Hình 3: Biểu tượng của nút gắn phụ tải

Ở đây ta khảo sát tải tĩnh. Để thiết lập thông số cho tải ta nhấp kép vào biểu

tượng tải trên sơ đồ, khi đó cửa sổ sau sẽ hiện ra.

Hình 4: Hộp thoại thuộc tính của nút tải

Hộp thọai này giúp ta: + Đặt tên tải ở Name

+ Type : Loại tải, phụ tải là hằng số theo công suất, dòng điện hay tổng trở.

Công suất tải tiêu thụ thực sự phụ thuộc vào điện áp thanh cái, máy phát sẵn có và

loại phụ tải

+ Xác định tải 3 pha cân bằng (Balanced) hay không cân bằng.

+ Xác định kiểu đấu hình sao – nối đất (Grounded – Wye) hay tam giác.

+ Công suất tác dụng và phản kháng của tải 3 pha tổng (Total) đối với trường

hợp chọn Balanced hoặc của từng pha một (phase A, phase B, phase C). Đối với

trường hợp chọn Balance được thể hiện trên phần hộp thọai sau.

68

Hình 5: Vùng nhập tải

Tải MWh: Để tạo nút gắn phụ tải MWh ta thực hiện tương tự như tải tĩnh

(Static load)

Hình 6: Biểu tượng nút tải MWh

Hình 7: Hộp thoại thuộc tính nút tải điện năng

- Tính chất phụ tải

- Giá trị P,Q của phụ tải

- Điện năng tiêu thụ trong một tháng (MWh/month)

- Số khách hàng (consumers)

- Hệ số công suất (PF); Công suất tiêu thụ (kW).

TẠO MỘT NÚT CÓ GẮN TỤ BÙ: Trong PSS/ADEPT, không giới hạn số tụ bù

đặt tại một nút.

69

Ta nhấp vào biểu tượng tụ bù rồi nhấp vào nút cần đặt tụ bù, để thiết lập

thông số cho tụ bù, ta nhấp kép vào biểu tượng tụ trên sơ đồ sau:

Hình 8: Biểu tượng của nút có gắn tụ bù

Hình 9: Hộp thoại thuộc tính tụ bù

CÁCH TẠO MỘT DÂY DẪN

Ta sẽ tạo dây dẫn nằm giữa 2 nút bằng cách nhấp vào biểu tượng dây dẫn (Line)

trên thanh công cụ sau đó nhấp vào nút 1 rồi nhấp vào nút 2, ta sẽ có sơ đồ

sau:

70

Hình 10: Sơ đồ khi đã chèn một đường dây giữa node 1 và node 2

Để thiết lập thông số cho đường dây ta nhấp kép vào dây dẫn và thu được hộp

thoại sau:

Hình 11: Hộp thoại thuộc tính của đường dây

CÁCH TẠO MỘT KHÓA ĐÓNG CẮT

Để tạo khóa đóng cắt giữa node 2 và node 3 ta tạo một nút ảo node 4 dạng

điểm, ta sẽ nối dây dẫn từ node 2 tới node ảo này rồi từ node ảo này nối khóa đóng

cắt tới node 3. Ta phải làm vậy vì ta cần nhập giá trị đường dây giữa node 2 và node

3 mà trong bảng thông số của khóa không cho nhập giá trị này.

71

Hình 12: Sơ đồ khi đã chèn thêm một khóa đóng cắt

CÁCH TẠO MỘT MÁY BIẾN ÁP: Ta sẽ tạo một MBA giữa node 1 và 5 bằng

cách nhấp vào biểu tượng MBA trên thanh công cụ sau đó nhấp vào node 1 rồi

nhấp vào node 5

Hình 13: Hôp thoại thuộc tính của máy biến áp

Hình 14: Sơ đồ đã chèn máy biến áp

Ta nhấp kép vào biểu tượng MBA trên sơ đồ để thiết lập thông số cho MBA.

72

Phụ lục 2

Kết quả tính toán điện tổn thất lưới điện hạ áp

STT Tên trạm

Công

suất

(kVA)

Cấp điện

áp

CHIỀU

DÀI

(KM)

Loại

dây

Ro

/km

Phụ tải

cực đại

Imax (A)

Sản

lượng

năm A

(kwh)

Tổn thất

công suất

cực đại

∆Pmax

(kW)

Thời

gian sử

dụng

công suất

cự đại

Tmax

(giờ)

Thời

gian tổn

thất công

suất cực

đại ԏ

max

(giờ)

Tổn thất

điện năng

∆A năm

(kWh)

Tổn thất

điện

năng

bình

quân

tháng

(kWh)

(1) (2) (3) (4) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15)

1 Phu Hoa 1-2 25 12,7/0,23 0.12 CV22 0.727 25

108,240 0.11 4580 2760 301 25

0.18 CV22 0.727 30 0.24 4580 2760 650 54

2 Phu hoa 1 50 12,7/0,23

0.32 CV22 0.727 20

192,440

0.19 4580 2760 514 43

0.3 CV22 0.727 30.8 0.41 4580 2760 1,142 95

0.65 AV50 0.641 41 1.40 4580 2760 3,866 322

0.41 CV22 0.727 20 0.24 4580 2760 658 55

0.2 CV22 0.727 20 0.12 4580 2760 321 27

0.09 CV22 0.727 0.2 0.00 4580 2760 0 0

3 Phu Hoa 1-1 25 12,7/0,23 0.33 ABC50 0.641 50

108,240 1.06 4580 2760 2,919 243

0.55 ABC50 0.641 25 0.44 4580 2760 1,216 101

4 ap 4 Hoa Phu 50 12,7/0,23 0.6 AV50 0.641 50

116,660 1.92 4580 2760 5,307 442

0.3 AV50 0.641 40 0.62 4580 2760 1,698 142

5 Phu Hoa 2 50 12,7/0,23

0.56 AV50 0.641 35

228,880

0.88 4580 2760 2,427 202

0.09 AV50 0.641 32 0.12 4580 2760 326 27

0.7 CV22 0.727 20 0.41 4580 2760 1,124 94

73

0.31 CV22 0.727 19 0.16 4580 2760 449 37

0.65 CV22 0.727 101 9.64 4580 2760 26,609 2,217

6 Phu Hoa 3 50 12,7/0,23

0.62 2CV22 0.3635 70

150,960

2.21 4580 2760 6,096 508

0.245 2CV22 0.3635 20 0.07 4580 2760 197 16

0.24 AV50 0.641 48 0.71 4580 2760 1,957 163

7 Phu Hoa 4 50 12,7/0,23

0.32 AV50 0.641 37

198,420

0.56 4580 2760 1,550 129

0.8 AV50 0.641 25 0.64 4580 2760 1,769 147

0.64 AV50 0.641 45 1.66 4580 2760 4,586 382

0.44 AV50 0.641 39.8 0.89 4580 2760 2,466 206

8 Ap 5 Phu Hoa 50 12,7/0,23

0.35 AV35 0.851 30

258,600

0.54 4580 2760 1,480 123

0.52 ABC50 0.641 20 0.27 4580 2760 736 61

0.56 ABC50 0.641 60 2.58 4580 2760 7,133 594

0.65 ABC50 0.641 70 4.08 4580 2760 11,270 939

9 Hoa Dieu 37.5 12,7/0,23 0.15 AV50 0.641 35

180,300 0.24 4580 2760 650 54

0.56 AV50 0.641 86 5.31 4580 2760 14,655 1,221

10 Hoa Dieu 2 37.5 12,7/0,23 0.4 AV50 0.641 60

148,000 1.85 4580 2760 5,095 425

0.64 AV50 0.641 35 1.01 4580 2760 2,774 231

11 ấp 1 Bình Qưới

2 25 12,7/0,23

0.32 AV70 0.443 55 76,342

0.86 4580 2760 2,367 197

0.22 AV70 0.443 25 0.12 4580 2760 336 28

12 Ng. P. Kiem

(XC) 25 12,7/0,23

0.28 AV50 0.641 50

103,600

0.90 4580 2760 2,477 206

0.21 AV50 0.641 20 0.11 4580 2760 297 25

0.49 ABC50 0.641 15 0.14 4580 2760 390 33

13 UB Hoa Phu 25 12,7/0,23 0.03 CV11 1.9 20

61,505 0.05 4580 2760 126 10

0.04 CV22 0.727 15 0.01 4580 2760 36 3

74

14 TS Hoa Phu 25 12,7/0,23 0.72 AV50 0.641 60 126,280 3.32 4580 2760 9,171 764

15 TS Hoa Phu 1 25 12,7/0,23 0.175 CV22 0.727 48 62,635 0.59 4580 2760 1,618 135

16 Cho Hoa Phu 160 12,7/0,23

0.54 AV70 0.443 30

653,700

0.43 4580 2760 1,188 99

0.09 AV70 0.443 65.3 0.34 4580 2760 938 78

0.08 AV70 0.443 40.2 0.11 4580 2760 316 26

0.62 AV50 0.641 91 6.58 4580 2760 18,167 1,514

17 Ap 1 Hoa Phu 50 12,7/0,23 0.18 CV22 0.727 55

240,480 0.79 4580 2760 2,185 182

0.08 CV22 0.727 66 0.51 4580 2760 1,398 117

18 Hoa Phu 1 50 12,7/0,23

0.16 AV50 0.641 15

205,080

0.05 4580 2760 127 11

0.09 AV50 0.641 20 0.05 4580 2760 127 11

0.35 AV50 0.641 78 2.73 4580 2760 7,534 628

19 Ap 3 Hoa phu 37.5 12,7/0,23

0.25 CV22 0.727 15

205,170

0.08 4580 2760 226 19

0.5 AV50 0.641 20 0.26 4580 2760 708 59

0.3 AV35 0.851 25 0.32 4580 2760 881 73

0.52 CV22 0.727 30 0.68 4580 2760 1,878 157

20 Giong Cay

Trong 37.5 12,7/0,23

0.17 CV22 0.727 15

168,060

0.06 4580 2760 153 13

0.19 CV22 0.727 20 0.11 4580 2760 305 25

0.35 AV50 0.641 70 2.20 4580 2760 6,068 506

21 Vinh Loi 1-1 50 12,7/0,23 0.42 ABC50 0.641 70

269,880 2.64 4580 2760 7,282 607

0.4 ABC50 0.641 85 3.70 4580 2760 10,226 852

22 Ap 6 Vinh Cong

1 25 12,7/0,23

0.32 AV50 0.641 20 59,460

0.16 4580 2760 453 38

0.12 AV50 0.641 45 0.31 4580 2760 860 72

23 Ap 6 Vinh Cong

2 25 12,7/0,23

0.16 CV22 0.727 22 50,020

0.11 4580 2760 311 26

0.03 CV22 0.727 35 0.05 4580 2760 147 12

75

24 Trg H Vinh Cong

37.5 12,7/0,23

0.2 CV22 0.727 35

189,330

0.36 4580 2760 983 82

0.09 CV22 0.727 20 0.05 4580 2760 144 12

0.35 CV22 0.727 40 0.81 4580 2760 2,247 187

25 Vinh Loi 2-1 50 12,7/0,23 0.04 CV22 0.727 40

236,720 0.09 4580 2760 257 21

0.32 AV50 0.641 90 3.32 4580 2760 9,171 764

26 Ap 7 Vinh Cong 37.5 12,7/0,23 0.3 CV22 0.727 25

147,610 0.27 4580 2760 752 63

0.32 AV50 0.641 72 2.13 4580 2760 5,870 489

27 Ap 7 Vinh Cong

2 25 12,7/0,23

0.15 AV70 0.443 15

94,671

0.03 4580 2760 83 7

0.35 AV70 0.443 25 0.19 4580 2760 535 45

0.25 ABC50 0.641 20 0.13 4580 2760 354 29

28 UB Vinh Cong 250 12,7/0,23

0.45 AV70 0.443 120

891,920

5.74 4580 2760 15,846 1,320

0.42 AV70 0.443 110 4.50 4580 2760 12,427 1,036

0.24 AV70 0.443 80 1.36 4580 2760 3,756 313

0.54 AV50 0.641 120 9.97 4580 2760 27,514 2,293

29 Lo Dua 1 37.5 12,7/0,23

0.35 CV22 0.727 50

188,970

1.27 4580 2760 3,511 293

0.35 ABC50 0.641 65 1.90 4580 2760 5,232 436

0.08 CV22 0.727 20 0.05 4580 2760 128 11

30 Lo Dua 2 37.5 12,7/0,23 0.25 ABC50 0.641 45

158,460 0.65 4580 2760 1,791 149

0.47 ABC50 0.641 65 2.55 4580 2760 7,026 586

31 Ap 2 Vinh Cong 25 12,7/0,23 0.18 CV22 0.727 58 75,480 0.88 4580 2760 2,430 202

32 Vo Van Thao

(XC) 25 12,7/0,23

0.35 AV50 0.641 25 91,152

0.28 4580 2760 774 65

0.37 AV50 0.641 31 0.46 4580 2760 1,258 105

33 Lo Dua 3 25 12,7/0,23 0.65 CV22 0.727 20

79,140 0.38 4580 2760 1,043 87

0.12 CV22 0.727 52 0.47 4580 2760 1,302 109

76

34 Lo Dua 3-1 25 12,7/0,23 0.21 AV50 0.641 55 69,495 0.81 4580 2760 2,248 187

35 Ap 3 Vinh Cong 37.5 12,7/0,23

0.3 CV22 0.727 35

202,440

0.53 4580 2760 1,475 123

0.62 CV22 0.727 40 1.44 4580 2760 3,981 332

0.32 CV22 0.727 28 0.36 4580 2760 1,007 84

36 Ap 3 Vinh Cong 1

25 12,7/0,23 0.6 ABC50 0.641 35

71,340 0.94 4580 2760 2,601 217

0.5 ABC50 0.641 20 0.26 4580 2760 708 59

37 Ap 5 Vinh Cong 37.5 12,7/0,23 0.4 AV50 0.641 52

155,410 1.39 4580 2760 3,827 319

0.25 AV50 0.641 47 0.71 4580 2760 1,954 163

38 Ap 4 Vinh Cong

1 50 12,7/0,23

0.24 CV22 0.727 35 171,800

0.43 4580 2760 1,180 98

0.44 CV22 0.727 20 0.26 4580 2760 706 59

39 Ap 4 Vinh Cong

2 25 12,7/0,23

0.29 ABC50 0.641 25

60,188

0.23 4580 2760 641 53

0.17 ABC50 0.641 31 0.21 4580 2760 578 48

0.29 ABC50 0.641 25 0.23 4580 2760 641 53

40 Nguyen Van

Thu (XC) 25 12,7/0,23

0.4 CV22 0.727 25

128,020

0.36 4580 2760 1,003 84

0.55 AV50 0.641 45 1.43 4580 2760 3,941 328

0.41 AV50 0.641 30 0.47 4580 2760 1,306 109

41 XX Vinh Cong 37.5 12,7/0,23 0.26 CV22 0.727 59.8 134,040 1.35 4580 2760 3,731 311

42 XX Vinh Cong

1 37.5 12,7/0,23

0.16 AV50 0.641 42 124,890

0.36 4580 2760 999 83

0.3 CV22 0.727 23 0.23 4580 2760 637 53

43 Lo Dat Hiep Thanh 1

25 12,7/0,23 0.32 ABC50 0.641 56 64,060

1.29 4580 2760 3,551 296

44 Lo Dat 2 25 12,7/0,23 0.16 CV22 0.727 26.3 95,640 0.16 4580 2760 444 37

45 Lo Dat 2-1 37.5 12,7/0,23 0.35 AV50 0.641 6.6

141,210 0.02 4580 2760 54 4

0.32 ABC50 0.641 44.5 0.81 4580 2760 2,242 187

46 Ap 3 Hiep 25 12,7/0,23 0.3 CV22 0.727 35 129,840 0.53 4580 2760 1,475 123

77

Thanh

47 Ap 4 Hiep Thanh

37.5 12,7/0,23 0.1 ABC50 0.641 35

167,230 0.16 4580 2760 433 36

0.17 ABC50 0.641 55 0.66 4580 2760 1,820 152

48 Ap 4 Hiep

Thanh 2 15 12,7/0,23 0.19 CV22 0.727 26.2

53,680 0.19 4580 2760 523 44

49 Ap 5 Hiep

Thanh 37.5 12,7/0,23

0.35 ABC50 0.641 21.6

152,860

0.21 4580 2760 578 48

0.52 ABC50 0.641 24.4 0.40 4580 2760 1,095 91

0.66 2CV22 0.3635 50 1.20 4580 2760 3,311 276

50 Hiep Thanh 1 37.5 12,7/0,23 0.21 ABC50 0.641 32.2 82,600 0.28 4580 2760 770 64

51 Go Ba Cay 37.5 12,7/0,23 0.12 CV22 0.727 14.4 88,560 0.04 4580 2760 100 8

52 Ap 8 Hiep

Thanh 50 12,7/0,23

0.16 AV50 0.641 110 333,760

2.48 4580 2760 6,850 571

0.52 CV22 0.727 77.5 4.54 4580 2760 12,534 1,044

53 Binh Cach 2 37.5 12,7/0,23 0.31 AV70 0.443 60.4

108,410 1.00 4580 2760 2,766 230

0.38 AV70 0.443 29.6 0.29 4580 2760 814 68

54 TS gach Binh Cach

50 12,7/0,23

0.45 CV22 0.727 18.3

215,840

0.22 4580 2760 605 50

0.09 CV22 0.727 39.9 0.21 4580 2760 575 48

0.35 CV22 0.727 32.6 0.54 4580 2760 1,493 124

0.08 CV11 1.9 30 0.27 4580 2760 755 63

55 Ap 3&8 Hiep

Thanh 37.5 12,7/0,23 0.32 AV50 0.641 61.9

170,760 1.57 4580 2760 4,338 362

56 Ap 3&5 Hiep

Thanh 2 37.5 12,7/0,23 0.21 AV50 0.641 80

133,440 1.72 4580 2760 4,756 396

57 Ap 3&5 Hiep

Thanh 3 37.5 12,7/0,23 0.16 ABC50 0.641 53.8

152,580 0.59 4580 2760 1,639 137

58 Hiep Thanh 2 25 12,7/0,23 0.32 AV50 0.641 39.5 110,300 0.64 4580 2760 1,767 147

59 Ap 8 Hiep 25 12,7/0,23 0.13 AV50 0.641 63.3 111,540 0.67 4580 2760 1,843 154

78

Thanh (PT) 0.8 AV50 0.641 13.7 0.19 4580 2760 531 44

60 Cau Ong Cuong 25 12,7/0,23 0.35 AV50 0.641 37.7

133,540 0.64 4580 2760 1,760 147

0.45 AV50 0.641 35.9 0.74 4580 2760 2,052 171

61 Hiep Thanh 3 37.5 12,7/0,23 0.09 CV22 0.727 30.2 143,190 0.12 4580 2760 329 27

62 Hiep Thanh 4 50 12,7/0,23 0.38 ABC50 0.641 60

188,280 1.75 4580 2760 4,840 403

0.16 ABC50 0.641 50 0.51 4580 2760 1,415 118

63 Cau Thay Son 2 37.5 12,7/0,23 0.4 AV50 0.641 21.4

171,060 0.23 4580 2760 648 54

0.6 AV50 0.641 84.9 5.54 4580 2760 15,303 1,275

64 Cau Thay Son 25 12,7/0,23 0.16 AV50 0.641 4.4 98,220 0.00 4580 2760 11 1

65 Dien Luc 250 12,7/0,23

0.5 AV70 0.443 173

1,197,280

13.26 4580 2760 36,594 3,049

0.4 AV70 0.443 116 4.77 4580 2760 13,162 1,097

0.16 AV70 0.443 173 4.24 4580 2760 11,710 976

0.21 AV70 0.443 305 17.31 4580 2760 47,771 3,981

66 Ong Duong 37.5 12,7/0,23 0.08 AV50 0.641 68

167,520 0.47 4580 2760 1,309 109

0.16 AV50 0.641 54 0.60 4580 2760 1,651 138

67 Ong Duong 1 25 12,7/0,23 0.08 CV22 0.727 1.9

100,340 0.00 4580 2760 1 0

0.45 AV50 0.641 48 1.33 4580 2760 3,669 306

68 Ap 7 Hiep

Thanh 1-1 25 12,7/0,23

0.36 CV22 0.727 50 107,380

1.31 4580 2760 3,612 301

0.2 CV22 0.727 17 0.08 4580 2760 232 19

69 Ap 6 Hiep Thanh

25 12,7/0,23 0.4 CV22 0.727 50 93,160

1.45 4580 2760 4,013 334

70 Huynh Van

Phuong (XC) 25 12,7/0,23

0.21 ABC50 0.641 15 108,180

0.06 4580 2760 167 14

0.42 ABC50 0.641 54 1.57 4580 2760 4,333 361

71 Tu Dinh 37.5 12,7/0,23 0.24 CV11 1.9 16

145,440 0.23 4580 2760 644 54

0.16 ABC50 0.641 2.8 0.00 4580 2760 4 0

79

0.24 ABC50 0.641 41 0.52 4580 2760 1,427 119

72 Ap 7 Hiep Thanh 2-1

25 12,7/0,23 0.27 ABC50 0.641 77

93,160 2.05 4580 2760 5,664 472

0.21 ABC50 0.641 12 0.04 4580 2760 107 9

73 Le Ngoc Loi (XC)

25 12,7/0,23 0.6 CV22 0.727 29.8

98,220 0.77 4580 2760 2,138 178

0.32 CV22 0.727 32 0.48 4580 2760 1,315 110

74 Bay Phuong 25 12,7/0,23 0.16 CV22 0.727 60 81,000 0.84 4580 2760 2,312 193

75 Huynh Van Cha (XC)

15 12,7/0,23 0.2 CV22 0.727 9.3

42,805 0.03 4580 2760 69 6

0.08 CV22 0.727 8.4 0.01 4580 2760 23 2

76 Bay Trat 37.5 12,7/0,23 0.32 ABC50 0.641 65

220,680 1.73 4580 2760 4,784 399

0.24 ABC50 0.641 58 1.04 4580 2760 2,857 238

77 Ap 9 Hiep

Thanh 25 12,7/0,23 0.26 ABC50 0.641 50

87,240 0.83 4580 2760 2,300 192

78 Tran Van Giuc

(XC) 25 12,7/0,23

0.32 CV22 0.727 20 85,662

0.19 4580 2760 514 43

0.3 CV22 0.727 46 0.92 4580 2760 2,547 212

79 Binh Tri 1-1 37.5 12,7/0,23 0.2 AV50 0.641 10

157,290 0.03 4580 2760 71 6

0.4 AV35 0.851 51 1.77 4580 2760 4,887 407

80 Bay Tinh 37.5 12,7/0,23 0.2 CV22 0.727 64

233,400 1.19 4580 2760 3,287 274

0.16 CV22 0.727 7.5 0.01 4580 2760 36 3

81 Nguyen Thanh

Nang 25 12,7/0,23 0.45 AV50 0.641 40

80,074 0.92 4580 2760 2,548 212

82 Cu Tron 50 12,7/0,23

0.8 AV50 0.641 65

416,760

4.33 4580 2760 11,960 997

0.44 ABC50 0.641 55 1.71 4580 2760 4,710 392

0.6 ABC50 0.641 65 3.25 4580 2760 8,970 747

83 Bay Tinh 2 37.5 12,7/0,23 0.11 CV22 0.727 65

160,710 0.68 4580 2760 1,865 155

0.08 CV22 0.727 23 0.06 4580 2760 170 14

80

84 Binh Tri 1 25 12,7/0,23 0.32 AV50 0.641 30 92,620 0.37 4580 2760 1,019 85

85 Tam Hoc 25 12,7/0,23 0.35 AV50 0.641 35 82,650 0.55 4580 2760 1,517 126

86 Binh Tri 1-2 25 12,7/0,23 0.16 AV50 0.641 34

77,480 0.24 4580 2760 654 55

0.24 AV50 0.641 13 0.05 4580 2760 144 12

87 Ap 5 HT (M.B.Co)

25 12,7/0,23 0.65 CV14 1.35 33

79,320 1.91 4580 2760 5,275 440

0.16 CV14 1.35 5 0.01 4580 2760 30 2

88 Binh Tri 2 37.5 12,7/0,23 0.36 ABC50 0.641 14

150,630 0.09 4580 2760 250 21

0.4 ABC50 0.641 40 0.82 4580 2760 2,265 189

89 Binh Tri 2 -1 25 12,7/0,23 0.32 AV35 0.851 35

83,640 0.67 4580 2760 1,841 153

0.24 AV35 0.851 25 0.26 4580 2760 705 59

90 Tran Van Xuan

(XC) 25 12,7/0,23

0.23 AV50 0.641 23 58,950

0.16 4580 2760 431 36

0.2 AV50 0.641 19 0.09 4580 2760 255 21

91 Binh Tri 3 25 12,7/0,23 0.31 AV50 0.641 26

79,155 0.27 4580 2760 741 62

0.2 AV50 0.641 14 0.05 4580 2760 139 12

93 Cap Nuoc Chau

Thanh 250 12,7/0,23

0.325 AV70 0.443 105 832,550

3.17 4580 2760 8,762 730

0.3 AV70 0.443 152 6.14 4580 2760 16,949 1,412

93 Cau Chua 6 25 12,7/0,23 0.22 AV35 0.851 20

126,658 0.15 4580 2760 413 34

0.41 CV11 1.9 12 0.22 4580 2760 619 52

94 Cau Chua 4 25 12,7/0,23 0.18 CV22 0.727 52

135,032 0.71 4580 2760 1,953 163

0.08 CV22 0.727 23 0.06 4580 2760 170 14

95 Cau Chua 1 25 12,7/0,23 0.08 AV50 0.641 36 107,399 0.13 4580 2760 367 31

96 Cau Chua 2 25 12,7/0,23 0.32 AV50 0.641 31

68,697 0.39 4580 2760 1,088 91

0.12 CV22 0.727 17 0.05 4580 2760 139 12

97 Nguyen Ngoc 25 12,7/0,23 0.32 AV50 0.641 12 35,280 0.06 4580 2760 163 14

81

Can (XC) 0.23 AV50 0.641 11 0.04 4580 2760 98 8

98 Ap 2 Phuoc Tan Hung

37.5 12,7/0,23 0.08 AV50 0.641 31

134,710 0.10 4580 2760 272 23

0.24 AV50 0.641 50 0.77 4580 2760 2,123 177

99 Cau Chua 5 37.5 12,7/0,23 0.27 AV50 0.641 39 139,050 0.53 4580 2760 1,453 121

100 Chau Ngoc Thanh (XC)

25 12,7/0,23 0.32 AV50 0.641 21

111,210 0.18 4580 2760 499 42

0.5 AV50 0.641 44 1.24 4580 2760 3,425 285

101 Nga Ba Huyen 400 12,7/0,23

0.24 AV70 0.443 167

1,984,400

5.93 4580 2760 16,368 1,364

0.65 AV70 0.443 122 8.57 4580 2760 23,658 1,971

0.32 AV70 0.443 244 16.88 4580 2760 46,588 3,882

0.42 2AV70 0.2215 123 2.81 4580 2760 7,769 647

0.4 2AV70 0.2215 99 1.74 4580 2760 4,793 399

102 Cong Da 2 25 12,7/0,23 0.42 AV50 0.641 87

136,576 4.08 4580 2760 11,248 937

0.24 AV50 0.641 18 0.10 4580 2760 275 23

103 Cong Da 37.5 12,7/0,23

0.3 CV22 0.727 38

213,870

0.63 4580 2760 1,738 145

0.12 AV50 0.641 30 0.14 4580 2760 382 32

0.24 AV50 0.641 55 0.93 4580 2760 2,569 214

0.16 AV50 0.641 33 0.22 4580 2760 617 51

104 Duong Xuan

Hoi 6 50 12,7/0,23

0.14 AV50 0.641 79 196,540

1.12 4580 2760 3,092 258

0.16 AV50 0.641 11 0.02 4580 2760 69 6

105 Bien Rung 15 12,7/0,23 0.11 AV35 0.851 13

62,210 0.03 4580 2760 87 7

0.04 AV35 0.851 14 0.01 4580 2760 37 3

106 An Luc Long 1 25 12,7/0,23 0.41 AV50 0.641 35

145,760 0.64 4580 2760 1,777 148

0.43 AV50 0.641 61 2.05 4580 2760 5,661 472

107 Nha Viec 25 12,7/0,23 0.16 AV50 0.641 10 133,494 0.02 4580 2760 57 5

82

0.4 ABC50 0.641 41 0.86 4580 2760 2,379 198

0.2 AV50 0.641 42 0.45 4580 2760 1,248 104

108 Ap 3 An Luc Long

50 12,7/0,23 0.4 ABC50 0.641 70

249,600 2.51 4580 2760 6,935 578

0.48 ABC50 0.641 60 2.22 4580 2760 6,114 510

109 ap 3 An Luc Long 2

25 12,7/0,23 0.32 ABC50 0.641 22

110,200 0.20 4580 2760 548 46

0.71 CV22 0.727 39 1.57 4580 2760 4,334 361

110 Nam Doan 25 12,7/0,23 0.44 AV50 0.641 44

112,120 1.09 4580 2760 3,014 251

0.13 AV50 0.641 17 0.05 4580 2760 133 11

121 Cau Doi 25 12,7/0,23 0.16 AV50 0.641 40 91,609 0.33 4580 2760 906 75

122 Cau Doi 2 50 12,7/0,23 0.48 AV50 0.641 42

203,530 1.09 4580 2760 2,996 250

0.36 AV50 0.641 64 1.89 4580 2760 5,217 435

123 Ap Nha Viec 2 25 12,7/0,23 0.13 AV50 0.641 34 77,466 0.19 4580 2760 532 44

124 Vo Dai Phuoc

XC 15 12,7/0,23 0.51 ABC50 0.641 26

34,705 0.44 4580 2760 1,220 102

125 Ap 1 An Luc Long

37.5 12,7/0,23 0.11 ABC50 0.641 32

64,050 0.14 4580 2760 399 33

0.31 ABC50 0.641 9 0.03 4580 2760 89 7

126 Ng V Trach (XC)

15 12,7/0,23 0.35 CV22 0.727 7

43,065 0.02 4580 2760 69 6

0.045 CV22 0.727 15 0.01 4580 2760 41 3

127 Ng V Trach 1 (XC)

25 12,7/0,23 0.4 ABC50 0.641 24

77,910 0.30 4580 2760 815 68

0.21 ABC50 0.641 23 0.14 4580 2760 393 33

128 Ap 6 An Luc

Long 15 12,7/0,23 0.42 ABC50 0.641 19

68,057 0.19 4580 2760 536 45

129 Cau Han 1 25 12,7/0,23 0.12 AV35 0.851 50

125,460 0.51 4580 2760 1,409 117

0.1 AV35 0.851 12 0.02 4580 2760 68 6

130 Cau Han 2 37.5 12,7/0,23 0.12 ABC50 0.641 22 89,340 0.07 4580 2760 206 17

83

0.16 ABC50 0.641 16 0.05 4580 2760 145 12

0.55 AV35 0.851 41 1.57 4580 2760 4,343 362

131 Cau Vuong 2 50 12,7/0,23 0.75 AV50 0.641 61

138,000 3.58 4580 2760 9,875 823

0.17 AV50 0.641 24 0.13 4580 2760 346 29

132 Cau Vuong 2-1 25 12,7/0,23 0.08 AV50 0.641 55 91,586 0.31 4580 2760 856 71

133 Cau Vuong 3 25 12,7/0,23 0 0 70 104,580 0.00 4580 2760 0 0

134 Cau Vuong 4 25 12,7/0,23 0.2 AV50 0.641 35

135,500 0.31 4580 2760 867 72

0.24 AV50 0.641 56 0.96 4580 2760 2,663 222

135 Cau Chua 3 25 12,7/0,23 0.16 AV50 0.641 39

112,786 0.31 4580 2760 861 72

0.19 AV50 0.641 33 0.27 4580 2760 732 61

136 Cau Vuong 5 25 12,7/0,23 0.08 CV22 0.727 9.4 23,375 0.01 4580 2760 28 2

137 Cho Tham

Nhien 1 25 12,7/0,23 0.16 AV35 0.851 18

74,900 0.09 4580 2760 244 20

138 Cho Tham Nhien 2

25 12,7/0,23 0 0 30 28,160

0.00 4580 2760 0 0

139 Cau Vuong 1 50 12,7/0,23 0.08 AV50 0.641 46

105,315 0.22 4580 2760 599 50

0.06 AV50 0.641 35 0.09 4580 2760 260 22

140 An Luc Long 2 50 12,7/0,23 0.24 AV50 0.641 22

205,440 0.15 4580 2760 411 34

0.35 AV50 0.641 64 1.84 4580 2760 5,073 423

141 Lo Ong Nhac 1 37.5 12,7/0,23 0.24 AV50 0.641 30.4

183,270 0.28 4580 2760 785 65

0.2 AV50 0.641 65 1.08 4580 2760 2,990 249

142 Ap 2 An Luc

Long 37.5 12,7/0,23 0.26 AV50 0.641 22

140,760 0.16 4580 2760 445 37

143 An Luc Long 3 50 12,7/0,23

0.16 ABC50 0.641 59

256,680

0.71 4580 2760 1,971 164

0.45 ABC50 0.641 45 1.17 4580 2760 3,224 269

0.56 ABC50 0.641 55 2.17 4580 2760 5,994 499

84

0.24 ABC50 0.641 21.4 0.14 4580 2760 389 32

144 An Luc Long 3-1

37.5 12,7/0,23 0.3 ABC50 0.641 61.4

131,480 1.45 4580 2760 4,002 333

0.23 ABC50 0.641 42.7 0.54 4580 2760 1,484 124

145 An Tap 25 12,7/0,23 0.64 ABC50 0.641 34.5 100,840 0.98 4580 2760 2,695 225

146 Ng V Quan (XC)

15 12,7/0,23 0.32 AV50 0.641 15.9

32,981 0.10 4580 2760 286 24

0.21 CV22 0.727 10 0.03 4580 2760 84 7

147 Thanh Phu Long

1 37.5 12,7/0,23 0.45 ABC50 0.641 43.7

148,410 1.10 4580 2760 3,041 253

148 Thanh Phu Long

1-1 15 12,7/0,23

0.36 ABC50 0.641 22.2 83,239

0.23 4580 2760 628 52

0.32 ABC50 0.641 32 0.42 4580 2760 1,159 97

149 Bay Nhuan 37.5 12,7/0,23 0.3 AV50 0.641 52

140,820 1.04 4580 2760 2,870 239

0.13 AV50 0.641 30 0.15 4580 2760 414 34

150 Nam Nien 25 12,7/0,23 0.12 CV22 0.727 39.1 99,720 0.27 4580 2760 736 61

151 Hai Cam 25 12,7/0,23 0.008 CV11 1.9 17.6 85,310 0.01 4580 2760 26 2

152 Vo Van Thang (XC)

15 12,7/0,23 0.41 AV50 0.641 27.1

51,951 0.39 4580 2760 1,065 89

0.23 AV50 0.641 14.5 0.06 4580 2760 171 14

153 Sau Hiem 25 12,7/0,23 0.2 CV22 0.727 20.1

99,280 0.12 4580 2760 324 27

0.19 CV22 0.727 33 0.30 4580 2760 830 69

154 Cho Ong Bái 25 12,7/0,23 0.05 AV50 0.641 26 49,700 0.04 4580 2760 120 10

155 Cu V Soc 1 (XC)

25 12,7/0,23 0.36 AV50 0.641 20

76,823 0.18 4580 2760 510 42

0.2 AV50 0.641 32.8 0.28 4580 2760 761 63

156 Ng V Ngoan XC 15 12,7/0,23 0.14 ABC50 0.641 20.5

45,568 0.08 4580 2760 208 17

0.16 ABC50 0.641 15.3 0.05 4580 2760 133 11

157 Cu V Soc 2

(XC) 37.5 12,7/0,23

0.4 AV50 0.641 50 160,380

1.28 4580 2760 3,538 295

0.35 AV50 0.641 45 0.91 4580 2760 2,508 209

85

158 Thanh Phu Long 2

50 12,7/0,23

0.26 ABC50 0.641 12.5

164,880

0.05 4580 2760 144 12

159 0.45 ABC50 0.641 40 0.92 4580 2760 2,548 212

160 0.4 ABC50 0.641 50 1.28 4580 2760 3,538 295

161 Thanh Hoa 2 25 12,7/0,23 0.48 AV50 0.641 39.6

123,583 0.96 4580 2760 2,663 222

0.6 ABC50 0.641 46.7 1.68 4580 2760 4,630 386

162 Thanh Hoa 25 0.09 AV35 0.851 37 93,940 0.21 4580 2760 579 48

163 Thanh Phu Long

3 50 12,7/0,23

0.48 AV50 0.641 23

196,000

0.33 4580 2760 898 75

0.6 ABC50 0.641 55 2.33 4580 2760 6,422 535

0.24 AV35 0.851 40.7 0.68 4580 2760 1,868 156

164 La Cua 1 37.5 12,7/0,23 0.48 ABC50 0.641 50

159,510 1.54 4580 2760 4,246 354

0.3 ABC50 0.641 38.5 0.57 4580 2760 1,573 131

165 La Cua 2 25 12,7/0,23 0.4 AV50 0.641 4.9

68,540 0.01 4580 2760 34 3

0.07 AV50 0.641 32.5 0.09 4580 2760 262 22

166 Ngo Van Chinh 25 12,7/0,23 0.16 ABC50 0.641 10

79,918 0.02 4580 2760 57 5

0.7 ABC50 0.641 45 1.82 4580 2760 5,016 418

167 Nguyen Van Da

(XC) 25 12,7/0,23

0.56 AV50 0.641 41.9 118,260

1.26 4580 2760 3,479 290

0.28 AV50 0.641 39.8 0.57 4580 2760 1,569 131

168 Thanh Phu Long

5 25 12,7/0,23

0.5 ABC50 0.641 22 71,980

0.31 4580 2760 856 71

0.1 AV35 0.851 8.7 0.01 4580 2760 36 3

169 Duong Xuan Hoi 1

50 12,7/0,23 0.84 2AV70 0.2215 150 226,190

8.37 4580 2760 23,109 1,926

170 Duong Xuan

Hoi 1-1 25 12,7/0,23 0.56 ABC50 0.641 80

148,280 4.59 4580 2760 12,681 1,057

171 Duong Xuan Hoi 2

25 12,7/0,23 0.24 ABC50 0.641 55 88,340

0.93 4580 2760 2,569 214

172 Vinh Xuan 2-3 25 12,7/0,23 0.32 AV50 0.641 30 133,560 0.37 4580 2760 1,019 85

86

173 Vinh Xuan 2-1 37.5 12,7/0,23

0.2 AV50 0.641 27

146,400

0.19 4580 2760 516 43

0.32 AV50 0.641 34 0.47 4580 2760 1,309 109

0.4 AV50 0.641 55 1.55 4580 2760 4,281 357

174 Bay Chi 25 12,7/0,23 0.4 AV50 0.641 20

98,976 0.21 4580 2760 566 47

0.28 AV50 0.641 2 0.00 4580 2760 4 0

175 Trg D Chau (XC)

25 12,7/0,23 0.2 ABC50 0.641 37

63,638 0.35 4580 2760 969 81

0.32 ABC50 0.641 21 0.18 4580 2760 499 42

176 Vinh Xuan 2-2 37.5 12,7/0,23 0.4 AV50 0.641 70 176,680 2.51 4580 2760 6,935 578

177 Duong Xuan

Hoi 2-1 25 12,7/0,23

0.32 CV22 0.727 25 92,780

0.29 4580 2760 803 67

0.2 CV22 0.727 44 0.56 4580 2760 1,554 129

178 UB Duong Xuan

Hoi 25 12,7/0,23

0.16 CV22 0.727 7 79,592

0.01 4580 2760 31 3

0.19 CV22 0.727 14 0.05 4580 2760 149 12

179 Vinh Xuan 1-1 25 12,7/0,23 0.101 CV22 0.727 3

83,800 0.00 4580 2760 4 0

0.43 CV22 0.727 40 1.00 4580 2760 2,761 230

180 Vinh Xuan 1 25 12,7/0,23 0.56 CV22 0.727 18

83,480 0.26 4580 2760 728 61

0.7 CV22 0.727 32 1.04 4580 2760 2,877 240

181 Vinh Xuan 2 25 12,7/0,23 0.32 CV22 0.727 19 69,220 0.17 4580 2760 464 39

182 Vinh Xuan 3 25 12,7/0,23 0 0 30 20,769 0.00 4580 2760 0 0

183 Vinh Xuan 5 15 12,7/0,23 0 0 32 87,480 0.00 4580 2760 0 0

184 Vinh Xuan 7 25 12,7/0,23 0 0 43 75,764 0.00 4580 2760 0 0

185 Vinh Xuan 4 25 12,7/0,23 0 0 82 103,220 0.00 4580 2760 0 0

186 Ba luom 15 12,7/0,23 0 0 38 36,500 0.00 4580 2760 0 0

187 Vinh Xuan 6 25 12,7/0,23 0 0 13 15,847 0.00 4580 2760 0 0

188 Hoi Xuan 25 12,7/0,23 0.21 CV22 0.727 55 101,910 0.92 4580 2760 2,549 212

87

189 Hoi Xuan 2 37.5 12,7/0,23 0.6 ABC50 0.641 95

159,900 6.94 4580 2760 19,160 1,597

0.08 ABC50 0.641 96 0.95 4580 2760 2,609 217

190 Hoi Xuan 3 25 12,7/0,23 0.24 ABC50 0.641 16 103,110 0.08 4580 2760 217 18

191 Duong Xuan

Hoi 4 25 12,7/0,23 0.08 AV50 0.641 45

94,980 0.21 4580 2760 573 48

192 My Xuan 1 25 12,7/0,23 0.32 AV50 0.641 60 129,020 1.48 4580 2760 4,076 340

193 My Xuan 2 25 12,7/0,23 0.4 AV50 0.641 55 93,921 1.55 4580 2760 4,281 357

194 Duong Xuan

Hoi 5 25 12,7/0,23 0.2 AV50 0.641 24

84,700 0.15 4580 2760 408 34

195 Long Tri 1 50 12,7/0,23 0.65 ABC50 0.641 90 244,920 6.75 4580 2760 18,629 1,552

196 Long Tri 2 37.5 12,7/0,23 0.3 AV50 0.641 48

184,680 0.89 4580 2760 2,446 204

0.23 AV50 0.641 58 0.99 4580 2760 2,738 228

197 Cau Duc 50 12,7/0,23 0.45 2AV50 0.3205 99 180,750 2.83 4580 2760 7,803 650

198 Long Trì 3 50 12,7/0,23 0.64 AV50 0.641 98 280,320 7.88 4580 2760 21,748 1,812

199 Long Tri 4 37.5 12,7/0,23 0.09 CV22 0.727 7

178,350 0.01 4580 2760 18 1

0.16 CV22 0.727 19.5 0.09 4580 2760 244 20

200 Long Thuan 1 25 12,7/0,23 0.25 AV50 0.641 60 98,080 1.15 4580 2760 3,184 265

201 Long Binh 1 25 12,7/0,23 0.26 AV50 0.641 2.4

54,720 0.00 4580 2760 5 0

0.45 2CV22 0.3635 47.3 0.73 4580 2760 2,020 168

202 Long Binh 1-1 25 12,7/0,23 0.41 2CV22 0.3635 33

63,380 0.32 4580 2760 896 75

0.08 AV50 0.641 26 0.07 4580 2760 191 16

203 Long Binh 2 25 12,7/0,23 0.22 AV35 0.851 23.1

42,892 0.20 4580 2760 551 46

0.12 AV35 0.851 6.8 0.01 4580 2760 26 2

204 Long Thuan 3 37.5 12,7/0,23 0.25 AV50 0.641 14.4

162,960 0.07 4580 2760 183 15

0.35 AV50 0.641 36.5 0.60 4580 2760 1,650 137

88

205 Long Thuan 2 -1 25 12,7/0,23 0.18 AV50 0.641 46

114,700 0.49 4580 2760 1,348 112

0.24 AV50 0.641 35 0.38 4580 2760 1,040 87

206 Long Thuan 2 37.5 12,7/0,23 0.17 AV50 0.641 48

121,380 0.50 4580 2760 1,386 115

0.21 AV50 0.641 39 0.41 4580 2760 1,130 94

207 Bay Lung 25 12,7/0,23 0.41 AV50 0.641 40.2 92,592 0.85 4580 2760 2,344 195

208 Long Tri 5 50 12,7/0,23

0.16 AV50 0.641 8.1

290,000

0.01 4580 2760 37 3

0.23 AV50 0.641 56.3 0.93 4580 2760 2,580 215

0.78 2CV22 0.3635 102 5.90 4580 2760 16,283 1,357

209 UB Long Tri 50 12,7/0,23 0.41 AV50 0.641 66.9

272,480 2.35 4580 2760 6,493 541

0.18 AV50 0.641 18.3 0.08 4580 2760 213 18

210 Cau Van 1 25 12,7/0,23 0.41 AV50 0.641 22.2

105,315 0.26 4580 2760 715 60

0.46 AV50 0.641 37.4 0.82 4580 2760 2,277 190

211 Cau Van 3 25 12,7/0,23 0.23 AV50 0.641 19.4

70,450 0.11 4580 2760 306 26

0.21 AV50 0.641 12.4 0.04 4580 2760 114 10

212 Cau Van 3-1 25 12,7/0,23

0.45 AV50 0.641 12.4 88,799

0.09 4580 2760 245 20

213 0.52 AV50 0.641 45 1.35 4580 2760 3,726 310

214 Cau Kinh 2 50 12,7/0,23

0.45 AV50 0.641 35

86,880

0.71 4580 2760 1,950 163

0.25 AV50 0.641 22 0.16 4580 2760 428 36

0.56 AV50 0.641 35 0.88 4580 2760 2,427 202

215 Cau Kinh 1 37.5 12,7/0,23 0.24 CV22 0.727 34

94,920 0.40 4580 2760 1,113 93

0.51 AV50 0.641 54 1.91 4580 2760 5,262 439

216 Cau Kinh 1-1 37.5 12,7/0,23 0.32 CV22 0.727 50

155,250 1.16 4580 2760 3,210 268

0.3 CV22 0.727 40 0.70 4580 2760 1,926 161

217 Cau Kinh 4 25 12,7/0,23 0.42 AV50 0.641 29.5 80,880 0.47 4580 2760 1,293 108

89

0.24 AV50 0.641 29.8 0.27 4580 2760 754 63

218 Song Tan 37.5 12,7/0,23

0.49 AV50 0.641 24.8

121,540

0.39 4580 2760 1,066 89

0.2 AV50 0.641 33.8 0.29 4580 2760 808 67

0.13 AV50 0.641 40 0.27 4580 2760 736 61

219 Dong Tre 37.5 12,7/0,23

0.78 AV50 0.641 55

213,980

3.02 4580 2760 8,349 696

0.35 AV50 0.641 42.5 0.81 4580 2760 2,237 186

0.25 AV50 0.641 15.8 0.08 4580 2760 221 18

220 Cau Kinh 3 25 12,7/0,23 0.45 AV50 0.641 29.7

194,350 0.51 4580 2760 1,405 117

0.54 AV50 0.641 50 1.73 4580 2760 4,777 398

221 Cau Van 2 37.5 12,7/0,23 0.32 AV50 0.641 45

158,760 0.83 4580 2760 2,293 191

0.48 AV50 0.641 55 1.86 4580 2760 5,138 428

222 UB Long Tri 2 25 12,7/0,23 0.09 AV50 0.641 11

56,160 0.01 4580 2760 39 3

0.08 AV50 0.641 28 0.08 4580 2760 222 18

223 UB Long Tri 2-1 25 12,7/0,23 0.64 AV50 0.641 47

112,820 1.81 4580 2760 5,002 417

0.61 AV50 0.641 31 0.75 4580 2760 2,074 173

224 Ap Long Truong

1 25 12,7/0,23

0.09 AV35 0.851 15 84,500

0.03 4580 2760 95 8

0.13 AV35 0.851 29.6 0.19 4580 2760 535 45

225 Long Truong 37.5 12,7/0,23 0.24 ABC50 0.641 66 178,200 1.34 4580 2760 3,699 308

226 Ap Long Truong

2-1 25 12,7/0,23

0.25 AV50 0.641 24.6

80,460

0.19 4580 2760 535 45

0.15 AV50 0.641 21.8 0.09 4580 2760 252 21

0.16 AV50 0.641 15.1 0.05 4580 2760 129 11

227 Bay An 25 12,7/0,23 0.08 AV35 0.851 33

85,076 0.15 4580 2760 409 34

0.12 AV35 0.851 21 0.09 4580 2760 249 21

228 Long Thanh 25 12,7/0,23 0.19 CV22 0.727 11.8 160,860 0.04 4580 2760 106 9

90

0.4 AV50 0.641 50 1.28 4580 2760 3,538 295

229 Long An 37.5 12,7/0,23 0.2 AV50 0.641 111 139,620 3.16 4580 2760 8,719 727

230 Long Hung 37.5 12,7/0,23

0.32 AV50 0.641 40

237,720

0.66 4580 2760 1,812 151

0.5 AV50 0.641 30 0.58 4580 2760 1,592 133

0.41 AV50 0.641 66 2.29 4580 2760 6,319 527

231 Long Thanh 2 25 12,7/0,23 0.16 2AV50 0.3205 70 118,320 0.50 4580 2760 1,387 116

232 Long an 2 50 12,7/0,23 0.23 2AV50 0.3205 60

197,410 0.53 4580 2760 1,465 122

0.45 2AV50 0.3205 70 1.41 4580 2760 3,901 325

233 Binh Tam 37.5 12,7/0,23 0.68 AV50 0.641 43

130,230 1.61 4580 2760 4,449 371

0.2 AV50 0.641 40 0.41 4580 2760 1,132 94

234 Binh Tam 1 25 12,7/0,23 0.35 AV50 0.641 23

62,700 0.24 4580 2760 655 55

0.32 AV50 0.641 17 0.12 4580 2760 327 27

235 ap 3 Binh Quoi

2-1 25 12,7/0,23

0.45 AV50 0.641 40 95,970

0.92 4580 2760 2,548 212

0.32 AV50 0.641 22 0.20 4580 2760 548 46

236 UB Binh Quoi 50 12,7/0,23

0.43 AV50 0.641 45

192,320

1.12 4580 2760 3,081 257

0.29 AV50 0.641 40 0.59 4580 2760 1,642 137

0.28 AV50 0.641 45 0.73 4580 2760 2,006 167

0.35 AV50 0.641 20 0.18 4580 2760 495 41

237

Ap 3 Binh Quoi 50

12,7/0,23

0.84 AV70 0.443 121 297,320 10.90 4580 2760 30,074 2,506

Ap 3 Binh Quoi 2

25 0.41 AV50 0.641 45 77,280

1.06 4580 2760 2,938 245

238 Ap 2 Binh Quoi 37.5 12,7/0,23

0.86 AV50 0.641 20

173,400

0.44 4580 2760 1,217 101

0.52 AV50 0.641 59 2.32 4580 2760 6,405 534

0.48 AV50 0.641 33 0.67 4580 2760 1,850 154

239 Ap 1 Binh Quoi 37.5 12,7/0,23 0.24 AV50 0.641 25 227,480 0.19 4580 2760 531 44

91

0.35 AV70 0.443 28 0.24 4580 2760 671 56

0.36 AV50 0.641 40 0.74 4580 2760 2,038 170

1.2 AV50 0.641 50 3.85 4580 2760 10,615 885

240 Ng V Phuong (XC) PNT

25 12,7/0,23

0.56 ABC50 0.641 20

88,931

0.29 4580 2760 793 66

0.32 ABC50 0.641 17 0.12 4580 2760 327 27

0.21 ABC50 0.641 33 0.29 4580 2760 809 67

241 UB Binh Quoi 1 25 12,7/0,23 0.42 AV50 0.641 44

116,600 1.04 4580 2760 2,877 240

0.16 AV50 0.641 30 0.18 4580 2760 510 42

242 Ap 4 Binh Quoi 50 12,7/0,23 0.86 2AV70 0.2215 160 224,520 9.75 4580 2760 26,919 2,243

243 Ap 4 Binh Quoi

2 25 12,7/0,23 0.69 AV50 0.641 60

112,080 3.18 4580 2760 8,789 732

244 Cho Ky Son 250 12,7/0,23

0.32 AV70 0.443 105

1,281,360

3.13 4580 2760 8,627 719

0.52 AV70 0.443 107 5.27 4580 2760 14,558 1,213

0.36 AV70 0.443 103 3.38 4580 2760 9,339 778

0.31 AV50 0.641 90 3.22 4580 2760 8,885 740

0.24 AV50 0.641 78 1.87 4580 2760 5,167 431

0.41 AV50 0.641 56 1.65 4580 2760 4,549 379

0.21 ABC50 0.641 21 0.12 4580 2760 328 27

0.2 ABC50 0.641 20 0.10 4580 2760 283 24

245 Cho Ky Son 3 25 12,7/0,23 0.1 AV50 0.641 59 122,420 0.45 4580 2760 1,232 103

246 Cho Ky Son 4 25 12,7/0,23 0.23 AV50 0.641 45 54,600 0.60 4580 2760 1,648 137

247 Cho Ky Son 5 25 12,7/0,23 0.16 CV22 0.727 33

106,812 0.25 4580 2760 699 58

0.41 AV50 0.641 33 0.57 4580 2760 1,580 132

248 Huu Viet 25 12,7/0,23 0 0 24 104,910 0.00 4580 2760 0 0

249 Huu Viet 2 25 12,7/0,23 0 0 90 35,160 0.00 4580 2760 0 0

92

250 Ong Vuong 37.5 12,7/0,23

0.41 CV22 0.727 29

155,704

0.50 4580 2760 1,384 115

0.23 CV22 0.727 32 0.34 4580 2760 945 79

0.67 ABC50 0.641 35 1.05 4580 2760 2,904 242

251 Hai Lua 25 12,7/0,23 0 0 88 123,150 0.00 4580 2760 0 0

252 Hai Lua 2 25 12,7/0,23 0.6 ABC50 0.641 55 88,200 2.33 4580 2760 6,422 535

253 UB Phu Ngai Tri

37.5 12,7/0,23 0.09 CV22 0.727 60

170,190 0.47 4580 2760 1,300 108

0.41 AV50 0.641 32 0.54 4580 2760 1,486 124

254 Bay Son 25 12,7/0,23

0.19 AV50 0.641 4

83,600

0.00 4580 2760 11 1

0.09 CV22 0.727 39 0.20 4580 2760 549 46

0.24 CV22 0.727 20 0.14 4580 2760 385 32

255 Cong Phu Xuan 15 12,7/0,23 0.04 AV50 0.641 42 66,317 0.09 4580 2760 250 21

256 Ap Phu Xuan 2 37.5 12,7/0,23 0.32 CV22 0.727 68 146,100 2.15 4580 2760 5,938 495

257 Ap Phu Xuan 1 25 12,7/0,23 0.36 CV22 0.727 34 61,395 0.61 4580 2760 1,670 139

258 Dinh Phu Xuan 15 12,7/0,23 0.35 CV22 0.727 34 53,783 0.59 4580 2760 1,624 135

259 Cau Ha Noi 37.5 12,7/0,23

0.41 ABC50 0.641 56

163,140

1.65 4580 2760 4,549 379

0.41 ABC50 0.641 44 1.02 4580 2760 2,809 234

0.56 ABC50 0.641 20 0.29 4580 2760 793 66

260 Tran Hong

Khanh (XC) 25 12,7/0,23

0.26 ABC50 0.641 13 120,875

0.06 4580 2760 155 13

0.41 ABC50 0.641 55 1.59 4580 2760 4,388 366

261 Ong Khoe 37.5 12,7/0,23

0.43 ABC50 0.641 25

147,120

0.34 4580 2760 951 79

0.09 AV50 0.641 30 0.10 4580 2760 287 24

0.2 ABC50 0.641 6 0.01 4580 2760 25 2

0.48 ABC50 0.641 50 1.54 4580 2760 4,246 354

262 Ap Ai Ngai 37.5 12,7/0,23 0.64 ABC50 0.641 29 181,019 0.69 4580 2760 1,904 159

93

0.2 CV22 0.727 38 0.42 4580 2760 1,159 97

0.56 ABC50 0.641 38 1.04 4580 2760 2,861 238

263 Ap Ai Ngai 2 37.5 12,7/0,23

0.36 AV50 0.641 33

174,960

0.50 4580 2760 1,387 116

0.32 CV22 0.727 35 0.57 4580 2760 1,573 131

0.54 ABC50 0.641 27 0.50 4580 2760 1,393 116

264 Sau Duong 50 12,7/0,23 0.29 CV22 0.727 33

173,400 0.46 4580 2760 1,267 106

0.56 ABC50 0.641 53 2.02 4580 2760 5,566 464

265 Sau Duong 1 25 12,7/0,23 0.32 CV22 0.727 10

74,220 0.05 4580 2760 128 11

10.31 CV22 0.727 33 16.32 4580 2760 45,057 3,755

266 Xom Com 25 12,7/0,23 0.24 ABC50 0.641 47

102,542 0.68 4580 2760 1,876 156

0.24 ABC50 0.641 35 0.38 4580 2760 1,040 87

267 Phu Xuan 2-1 25 12,7/0,23 0.25 ABC50 0.641 10

15,750 0.03 4580 2760 88 7

0.35 ABC50 0.641 15 0.10 4580 2760 279 23

268 Ong Dat PNT 25 12,7/0,23 0.61 ABC50 0.641 55 107,060 2.37 4580 2760 6,529 544

269 Hai Phu 50 12,7/0,23

0.31 AV50 0.641 66

242,360

1.73 4580 2760 4,778 398

0.16 AV50 0.641 55 0.62 4580 2760 1,713 143

0.36 CV22 0.727 37.3 0.73 4580 2760 2,010 167

270 Ap 5 PT Hung

2-1 15 12,7/0,23

0.25 CV22 0.727 32.1 67,766

0.37 4580 2760 1,034 86

0.16 CV22 0.727 13.8 0.04 4580 2760 122 10

271 Ap 5 PT Hung 2 25 12,7/0,23 0.42 CV22 0.727 36.1

111,994 0.80 4580 2760 2,197 183

0.34 CV22 0.727 37.2 0.68 4580 2760 1,888 157

272 Ap 5 PT Hung 3 25 12,7/0,23 0.2 CV22 0.727 52.3 109,960 0.80 4580 2760 2,195 183

273 Hai Phu 1 25 12,7/0,23 0.26 AV50 0.641 40.8

242,360 0.55 4580 2760 1,531 128

0.23 AV50 0.641 28.7 0.24 4580 2760 670 56

94

274 Bay Na 15 12,7/0,23 0.12 AV50 0.641 21.7 51,629 0.07 4580 2760 200 17

275 Ap 7 PT Hung 1 37.5 12,7/0,23 0.16 CV22 0.727 50

163,320 0.58 4580 2760 1,605 134

0.23 CV22 0.727 40 0.54 4580 2760 1,477 123

276 Ap 7 PT Hung 2 50 12,7/0,23 0.36 ABC50 0.641 66

167,150 2.01 4580 2760 5,549 462

0.56 ABC50 0.641 30 0.65 4580 2760 1,783 149

277 Ap 4 PT Hung 37.5 12,7/0,23 0.45 CV22 0.727 60 139,290 2.36 4580 2760 6,501 542

278 Ap 6 PT Hung 25 12,7/0,23 0.36 AV50 0.641 44.3

89,490 0.91 4580 2760 2,500 208

0.12 AV50 0.641 28.6 0.13 4580 2760 347 29

279 PT Hung 4 15 12,7/0,23 0 0 32.5 45,891 0.00 4580 2760 0 0

280 PT Hung 3 25 12,7/0,23 0.24 AV50 0.641 73.3 111,840 1.65 4580 2760 4,563 380

281 UB PT Hung 25 12,7/0,23 0.41 CV22 0.727 45 86,260 1.21 4580 2760 3,332 278

282 PT Hung 2 50 12,7/0,23

0.19 CV22 0.727 57.2

197,800

0.90 4580 2760 2,495 208

0.19 CV22 0.727 24.2 0.16 4580 2760 447 37

0.3 CV22 0.727 42.1 0.77 4580 2760 2,134 178

283 Cho T Nhien 50 12,7/0,23

0.56 AV35 0.851 34.2

195,810

1.11 4580 2760 3,077 256

0.13 AV50 0.641 37.2 0.23 4580 2760 637 53

0.09 AV50 0.641 55 0.35 4580 2760 963 80

284 Ap 1 PT Hung 37.5 12,7/0,23 0.6 CV22 0.727 58

146,490 2.93 4580 2760 8,100 675

0.32 CV22 0.727 20.5 0.20 4580 2760 540 45

285 Tran Kim Chung 25 12,7/0,23 0.36 AV50 0.641 54

104,945 1.35 4580 2760 3,714 310

0.23 AV50 0.641 21.2 0.13 4580 2760 366 30

286 Ba Khen 25 12,7/0,23 0.12 AV50 0.641 45 63,758 0.31 4580 2760 860 72

287 Phuoc Tan Hung 1

37.5 12,7/0,23 0.26 CV22 0.727 55 126,120

1.14 4580 2760 3,156 263

288 PT Hung 1-1 25 12,7/0,23 0.03 CV22 0.727 33 118,920 0.05 4580 2760 131 11

95

0.16 CV22 0.727 25 0.15 4580 2760 401 33

289 T185 Cho TPL 2 3x25 12,7/0,23

0.12 CV22 0.727 75.4

349,590

0.99 4580 2760 2,738 228

0.16 AV50 0.641 27.5 0.16 4580 2760 428 36

0.56 AV50 0.641 55.6 2.22 4580 2760 6,125 510

290 Cho TPLong 3x50 12,7/0,23

0.39 AV50 0.641 41.8

836,160

0.87 4580 2760 2,411 201

0.32 AV50 0.641 88.3 3.20 4580 2760 8,828 736

0.48 AV50 0.641 104 6.66 4580 2760 18,370 1,531

291 Cau Phu Loc 25 12,7/0,23 0.09 CV22 0.727 20.1

133,540 0.05 4580 2760 146 12

0.36 CV22 0.727 36.5 0.70 4580 2760 1,925 160

292 TP Long 6 37.5 12,7/0,23 0.12 ABC50 0.641 56

127,050 0.48 4580 2760 1,332 111

0.52 ABC50 0.641 35 0.82 4580 2760 2,254 188

293 Cho TP Long 2 25 12,7/0,23 0.18 CV22 0.727 20.2

101,920 0.11 4580 2760 295 25

0.23 CV22 0.727 51.7 0.89 4580 2760 2,467 206

294 Thanh Quoi 37.5 12,7/0,23 0.64 AV50 0.641 60

152,100 2.95 4580 2760 8,152 679

0.23 AV50 0.641 24.3 0.17 4580 2760 481 40

295 Bau Dai 25 12,7/0,23 0.19 AV50 0.641 23

63,480 0.13 4580 2760 356 30

0.23 CV22 0.727 17.8 0.11 4580 2760 292 24

296 Ng V Phuong

(XC) TPL 25 12,7/0,23

0.61 AV50 0.641 42.3 92,000

1.40 4580 2760 3,862 322

0.23 AV50 0.641 30.3 0.27 4580 2760 747 62

297 Kenh 30/04 15 12,7/0,23 0.09 AV50 0.641 35 39,250 0.14 4580 2760 390 33

298 Tan Long 50 12,7/0,23

0.4 CV22 0.727 35.6

205,260

0.74 4580 2760 2,034 170

0.35 ABC50 0.641 39.8 0.71 4580 2760 1,962 163

0.69 ABC50 0.641 52.2 2.41 4580 2760 6,653 554

299 Tan Long 2 25 12,7/0,23 0.09 CV22 0.727 55 144,956 0.40 4580 2760 1,093 91

96

0.08 CV22 0.727 35 0.14 4580 2760 393 33

300 Cu Tron Tan Long

50 12,7/0,23 0.1 AV35 0.851 40

235,360 0.27 4580 2760 752 63

0.62 AV70 0.443 70 2.69 4580 2760 7,429 619

301 Tan Long 3 37.5 12,7/0,23

0.06 CV11 1.9 23.1

148,492

0.12 4580 2760 336 28

0.05 CV11 1.9 27.6 0.14 4580 2760 399 33

0.45 ABC50 0.641 35 0.71 4580 2760 1,950 163

305 Thanh Binh 2 25 12,7/0,23 0.3 AV50 0.641 45 55,740 0.78 4580 2760 2,150 179

303 Huynh The Sung

XC 25 12,7/0,23

0.2 ABC50 0.641 20 15,923

0.10 4580 2760 283 24

0.19 ABC50 0.641 15 0.05 4580 2760 151 13

304 Thanh Binh 3 25 12,7/0,23 0.16 AV35 0.851 29.6

115,320 0.24 4580 2760 659 55

0.23 AV35 0.851 32.2 0.41 4580 2760 1,120 93

305 Cho Thanh Phu

Long 3 25 12,7/0,23 0.42 AV50 0.641 44

99,620 1.04 4580 2760 2,877 240


37.5 12,7/0,23 0.26 AV50 0.641 48

183,440 0.77 4580 2760 2,120 177

0.56 ABC50 0.641 55 2.17 4580 2760 5,994 499

307 Bay Cang 37.5 12,7/0,23 0.09 CV11 1.9 35 143,850 0.42 4580 2760 1,156 96

308 Thanh Phu Long

8 25 12,7/0,23 0.18 CV22 0.727 51

100,669 0.68 4580 2760 1,879 157

309 Phu Tay A 1 25 12,7/0,23 0.16 CV22 0.727 34 54,544 0.27 4580 2760 742 62

310 Phu Tay A3 25 12,7/0,23 0.12 CV22 0.727 14.6

156,905 0.04 4580 2760 103 9

0.2 CV22 0.727 36.7 0.39 4580 2760 1,081 90

311 Phu Tay A4 25 12,7/0,23 0.05 CV22 0.727 26

110,245 0.05 4580 2760 136 11

0.09 CV22 0.727 23 0.07 4580 2760 191 16

312 Phu Tay A2 25 12,7/0,23 0.29 CV22 0.727 53 110,833 1.18 4580 2760 3,269 272

313 Hoc Nang 25 12,7/0,23 0 0 52 81,320 0.00 4580 2760 0 0

97

314 Duong Van Quan (XC)

25 12,7/0,23 0.45 ABC50 0.641 28

44,175 0.45 4580 2760 1,248 104

0.19 ABC50 0.641 12 0.04 4580 2760 97 8


50 12,7/0,23

0.26 ABC50 0.641 30

134,493

0.30 4580 2760 828 69

0.35 ABC50 0.641 29.9 0.40 4580 2760 1,107 92

0.45 AV50 0.641 44 1.12 4580 2760 3,083 257

316 Phu Tay B2 25 12,7/0,23 0.08 AV50 0.641 53.2

156,603 0.29 4580 2760 801 67

0.06 AV50 0.641 33 0.08 4580 2760 231 19

317 Phu Tay B4 25 12,7/0,23 0.04 CV22 0.727 40 60,690 0.09 4580 2760 257 21

318 Phu Tay B1 25 12,7/0,23 0.13 CV22 0.727 35 50,319 0.23 4580 2760 639 53

319 Phu Tay B3 37.5 12,7/0,23 0.16 CV22 0.727 12.9

207,734 0.04 4580 2760 107 9

0.36 CV22 0.727 70 2.56 4580 2760 7,079 590

320 Thanh Phu Long

10 25 12,7/0,23 0.09 AV50 0.641 35

65,340 0.14 4580 2760 390 33


25 12,7/0,23

0.2 ABC50 0.641 21.1

63,352

0.11 4580 2760 315 26

0.3 CV22 0.727 1.8 0.00 4580 2760 4 0

0.19 CV22 0.727 14.8 0.06 4580 2760 167 14

322 Bau Dai 1 25 12,7/0,23 0.32 CV22 0.727 26.2

70,240 0.32 4580 2760 882 73

0.45 CV22 0.727 26 0.44 4580 2760 1,221 102

323 Bau Dai 2 25 12,7/0,23 0.23 AV35 0.851 31

72,080 0.38 4580 2760 1,038 87

0.12 AV35 0.851 24 0.12 4580 2760 325 27

324 Thuan My 1 25 12,7/0,23 0.48 ABC50 0.641 49.7

147,040 1.52 4580 2760 4,195 350

0.23 ABC50 0.641 22.6 0.15 4580 2760 416 35

325 Chau Van Nam

(XC) 25 12,7/0,23

0.64 ABC50 0.641 33 70,888

0.89 4580 2760 2,466 206

0.23 ABC50 0.641 23.9 0.17 4580 2760 465 39

326 Thay Ban 1 37.5 12,7/0,23 0.16 CV11 1.9 30 154,200 0.55 4580 2760 1,510 126

98

0.11 CV11 1.9 10.9 0.05 4580 2760 137 11

0.38 CV22 0.727 2.5 0.00 4580 2760 10 1

0.64 ABC50 0.641 11 0.10 4580 2760 274 23

327 Thay Ban 2 25 12,7/0,23

0.19 CV22 0.727 26

102,990

0.19 4580 2760 515 43

0.32 ABC50 0.641 35 0.50 4580 2760 1,387 116

0.35 ABC50 0.641 25 0.28 4580 2760 774 65

0.6 ABC50 0.641 20 0.31 4580 2760 849 71

328 Cau Ba Ngai 25 12,7/0,23 0.31 ABC50 0.641 12.9

70,780 0.07 4580 2760 183 15

0.36 ABC50 0.641 30.8 0.44 4580 2760 1,208 101

329 Thuan My 2 25 12,7/0,23 0.56 ABC50 0.641 60 145,940 2.58 4580 2760 7,133 594

330 Ong Thuc 25 12,7/0,23 0.44 CV22 0.727 55 111,862 1.94 4580 2760 5,341 445

331 Thuan My 3 25 12,7/0,23 0.24 CV22 0.727 45 104,033 0.71 4580 2760 1,950 163

332 Binh Thanh 3 50 12,7/0,23

0.45 CV22 0.727 27.4

279,830

0.49 4580 2760 1,356 113

0.4 CV22 0.727 39.6 0.91 4580 2760 2,517 210

0.48 CV22 0.727 57.9 2.34 4580 2760 6,458 538

0.41 CV22 0.727 33.5 0.67 4580 2760 1,846 154

334 Le Van Cho

(XC) 37.5 12,7/0,23 0.64 AV50 0.641 90

209,400 6.65 4580 2760 18,343 1,529

335 Thuan My 4 25 12,7/0,23 0.09 CV22 0.727 45 80,483 0.26 4580 2760 731 61

336 Cho Thuan My 250 12,7/0,23

0.32 AV50 0.641 150

1,148,000

9.23 4580 2760 25,476 2,123

0.6 AV50 0.641 110 9.31 4580 2760 25,688 2,141

0.23 AV50 0.641 35.1 0.36 4580 2760 1,003 84

0.32 AV50 0.641 65 1.73 4580 2760 4,784 399

0.23 AV50 0.641 34 0.34 4580 2760 941 78

337 Thuan My 5-1 50 12,7/0,23 0.26 CV22 0.727 30.6 164,680 0.35 4580 2760 977 81

99

0.41 CV22 0.727 50 1.49 4580 2760 4,113 343

338 Ao Sen 25 12,7/0,23 0.36 ABC50 0.641 22.1

147,920 0.23 4580 2760 622 52

0.44 ABC50 0.641 20.9 0.25 4580 2760 680 57

339 Xuan Hoa 2 25 12,7/0,23 0.03 ABC50 0.641 44

134,760 0.07 4580 2760 206 17

0.64 ABC50 0.641 45 1.66 4580 2760 4,586 382

340 Tran Phong Nha (XC)

50 12,7/0,23 0.56 ABC50 0.641 52

215,488 1.94 4580 2760 5,358 446

0.4 ABC50 0.641 70 2.51 4580 2760 6,935 578

341 Xuan Hoa 3 50 12,7/0,23

0.23 ABC50 0.641 40

222,320

0.47 4580 2760 1,302 109

0.32 ABC50 0.641 45 0.83 4580 2760 2,293 191

0.08 CV22 0.727 50 0.29 4580 2760 803 67

342 Xuan Hoa 4 50 12,7/0,23

0.78 ABC50 0.641 21.5

214,950

0.46 4580 2760 1,276 106

0.08 ABC50 0.641 58.5 0.35 4580 2760 969 81

0.32 ABC50 0.641 14.9 0.09 4580 2760 251 21

343 Binh An 1 50 12,7/0,23

0.23 CV22 0.727 50

237,200

0.84 4580 2760 2,307 192

0.45 ABC50 0.641 55 1.75 4580 2760 4,817 401

0.64 AV50 0.641 40 1.31 4580 2760 3,623 302

344 Binh An 1-1 25 12,7/0,23 0.16 ABC50 0.641 20

92,660 0.08 4580 2760 226 19

0.31 ABC50 0.641 32 0.41 4580 2760 1,123 94

345 Binh An 2 37.5 12,7/0,23

0.48 CV22 0.727 35

145,800

0.85 4580 2760 2,360 197

0.32 CV22 0.727 48 1.07 4580 2760 2,959 247

0.24 CV22 0.727 15.7 0.09 4580 2760 237 20

346 Muoi Gam 37.5 12,7/0,23

0.16 CV22 0.727 16.2

228,540

0.06 4580 2760 169 14

0.32 CV22 0.727 55 1.41 4580 2760 3,885 324

0.28 CV22 0.727 30 0.37 4580 2760 1,011 84

100

347 Bui Viet Thanh (XC)

25 12,7/0,23 0.23 CV22 0.727 30

159,480 0.30 4580 2760 831 69

0.6 CV22 0.727 50 2.18 4580 2760 6,020 502

348 Xom Dinh 37.5 12,7/0,23 0.88 AV50 0.641 58

156,060 3.80 4580 2760 10,475 873

0.4 AV50 0.641 6.8 0.02 4580 2760 65 5

349 Binh An 3 37.5 12,7/0,23

0.24 AV50 0.641 13

157,120

0.05 4580 2760 144 12

0.32 ABC50 0.641 22 0.20 4580 2760 548 46

0.3 ABC50 0.641 13 0.06 4580 2760 179 15

350 Song Cui 37.5 12,7/0,23 0.05 AV50 0.641 44

163,230 0.12 4580 2760 343 29

0.08 AV50 0.641 55 0.31 4580 2760 856 71

351 Binh An 4 50 12,7/0,23 0.3 CV22 0.727 21.6

143,360 0.20 4580 2760 562 47

0.4 CV22 0.727 18 0.19 4580 2760 520 43

352 Xom Chua 25 12,7/0,23 0.05 CV22 0.727 36 114,792 0.09 4580 2760 260 22

353 Binh Khuong 50 12,7/0,23

0.12 AV50 0.641 26.3

272,000

0.11 4580 2760 294 24

0.65 CV22 0.727 33 1.03 4580 2760 2,841 237

0.36 CV22 0.727 50 1.31 4580 2760 3,612 301

354 Binh Khuong 1-

1 25 12,7/0,23

0.18 CV22 0.727 20 107,240

0.10 4580 2760 289 24

0.45 CV22 0.727 38 0.94 4580 2760 2,608 217

355 Ben do Ba Nho 25 12,7/0,23

0.36 CV22 0.727 44.3

147,820

1.03 4580 2760 2,835 236

0.28 CV22 0.727 20.5 0.17 4580 2760 472 39

0.24 CV22 0.727 30.9 0.33 4580 2760 920 77

356 Le Van Thuong

(XC) 50 12,7/0,23

0.3 CV22 0.727 40

244,080

0.70 4580 2760 1,926 161

0.32 CV22 0.727 20 0.19 4580 2760 514 43

0.24 AV50 0.641 20 0.12 4580 2760 340 28

357 Binh Thoi 1 50 12,7/0,23 0.26 AV50 0.641 58

264,410 1.12 4580 2760 3,095 258

0.48 AV50 0.641 70 3.02 4580 2760 8,322 694

101

358 Binh Thoi 1-1 50 12,7/0,23 0.24 AV50 0.641 38

144,440 0.44 4580 2760 1,226 102

0.19 AV50 0.641 48 0.56 4580 2760 1,549 129

359 Binh Thoi 2 50 12,7/0,23 0.22 AV50 0.641 61.8

299,840 1.08 4580 2760 2,973 248

0.4 AV50 0.641 67 2.30 4580 2760 6,353 529

360 Binh Thoi 3 50 12,7/0,23

0.21 AV50 0.641 41

222,300

0.45 4580 2760 1,249 104

0.21 AV50 0.641 61 1.00 4580 2760 2,765 230

0.12 AV50 0.641 33.2 0.17 4580 2760 468 39

361 Hai Kich 25 12,7/0,23 0.03 AV50 0.641 28 32,800 0.03 4580 2760 83 7

362 Binh Thoi 4 25 12,7/0,23 0 0 16 17,665 0.00 4580 2760 0 0

363 Thuan My 5 37.5 12,7/0,23

32 ABC50 0.641 52

230,340

110.93 4580 2760 306,164 25,514

0.28 ABC50 0.641 42 0.63 4580 2760 1,748 146

0.21 ABC50 0.641 20.8 0.12 4580 2760 321 27

364 Cau Rach Heo 37.5 12,7/0,23 0.09 CV22 0.727 55

239,220 0.40 4580 2760 1,093 91

0.21 CV22 0.727 48 0.70 4580 2760 1,942 162

365 Cau Rach Heo 1 37.5 12,7/0,23 0 0

126 194,920 0.00 4580 2760 0 0

0 0 0.00 4580 2760 0 0

366 Nguyen Van

Kiet XC 25 12,7/0,23

0.24 ABC50 0.641 15

61,168

0.07 4580 2760 191 16

0.26 ABC50 0.641 25 0.21 4580 2760 575 48

0.4 ABC50 0.641 10 0.05 4580 2760 142 12

367 Cot Den Do 1 25 12,7/0,23 0.2 AV50 0.641 31

146,620 0.25 4580 2760 680 57

0.48 ABC50 0.641 35 0.75 4580 2760 2,081 173

368 Cot Den Do 2 25 12,7/0,23

0.08 AV35 0.851 20

94,740

0.05 4580 2760 150 13

0.09 AV35 0.851 15 0.03 4580 2760 95 8

0.06 AV35 0.851 25 0.06 4580 2760 176 15

369 Huynh Van Nho

(XC) 25 12,7/0,23

0.16 AV50 0.641 25 115,200

0.13 4580 2760 354 29

0.65 AV50 0.641 40 1.33 4580 2760 3,680 307

370 Thanh Vinh Dong 1

25 12,7/0,23 0.28 ABC50 0.641 45 113,690

0.73 4580 2760 2,006 167

102

371 Thanh Vinh Dong 2

50 12,7/0,23

0.28 CV22 0.727 70

282,330

1.99 4580 2760 5,506 459

0.26 CV22 0.727 25 0.24 4580 2760 652 54

0.25 CV22 0.727 30 0.33 4580 2760 903 75

372 UB Thanh Vinh

Dong 50 12,7/0,23

0.56 CV22 0.727 40 291,630

1.30 4580 2760 3,596 300

0.41 CV22 0.727 46 1.26 4580 2760 3,482 290

373 Cau Ba Trung 25 12,7/0,23 0.12 CV22 0.727 50

168,380 0.44 4580 2760 1,204 100

0.66 ABC50 0.641 45 1.71 4580 2760 4,729 394

374 Cau Ba Trung 2 25 12,7/0,23 0.03 CV22 0.727 45 96,694 0.09 4580 2760 244 20

375 Cu Lao 1 25 12,7/0,23 0.32 ABC50 0.641 15

143,700 0.09 4580 2760 255 21

0.41 ABC50 0.641 45 1.06 4580 2760 2,938 245

376 Vinh Vien 1 25 12,7/0,23 0.19 ABC50 0.641 50

135,870 0.61 4580 2760 1,681 140

0.32 ABC50 0.641 10 0.04 4580 2760 113 9

377 Vinh Vien 2 37.5 12,7/0,23 0.45 ABC50 0.641 40

157,710 0.92 4580 2760 2,548 212

0.36 ABC50 0.641 50 1.15 4580 2760 3,184 265

378 Cu Lao 2 50 12,7/0,23 0.4 ABC50 0.641 40

199,640 0.82 4580 2760 2,265 189

0.13 ABC50 0.641 30 0.15 4580 2760 414 34

379 Ao Chu Chi 2 25 12,7/0,23 0.23 AV50 0.641 60 122,648 1.06 4580 2760 2,930 244

380 Ao Chu Chi 50 12,7/0,23 0.5 AV70 0.443 90 208,590 3.59 4580 2760 9,904 825

TỔNG CỘNG 2,316,479 193,040

103

Phụ lục 3

Kết quả tính toán thông số Pbase và Qbase của xuất tuyến

STT Tên Phụ tải (từ

PSS)

C/suất

TBA

(kVA)

Sluog

điện

của

khách

hàng

TBA

tháng

05/2015

(kWh)

Hệ

số

công

suất

Thuộc

nhóm

phụ tải

P

(kW)

Tính

toán

Q

(kVAr)

Tính

toán

PA QA PB QB PC QC

( kW) (kVAr) (kW) (kVAr) (kW) (kVAr)

Tuyến 479 LA

1 1.06144985G 10 124 0.980 Nhóm

1 7 0.313 0 0 7 0.313 0 0

2 1.06145281G 25 143 0.980 Nhóm

1 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

3 1.06145405G 15 157 0.980 Nhóm

1 11 0.492 11 0.492 0 0 0 0

4 1.06145411G 15 466 0.980 Nhóm

1 11 0.492 11 0.492 0 0 0 0

5 1.06145421G 37.5 165 0.980 Nhóm

1 30 1.343 30 1.343 0 0 0 0

6 1.06146191G 15 17 0.980 Nhóm

1 11 0.492 11 0.492 0 0 0 0

7 1.06148729G 15 1124 0.999 Nhóm

1 11 0.492 0 0 11 0.492 0 0

8 2.06140011G 75 6150 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0

104

9 2.06140013G 75 9660 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0

10 2.06140015G 75 7650 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0

11 2.06140017G 75 9450 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0

12 2.06140019G 75 5490 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0

13 2.06140023G 75 10560 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0

14 2.06140025G 75 7320 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

15 2.06140027G 75 9570 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

16 2.06140029G 50 3940 0.999 Nhóm

2 21.5 0.962 0 0 21.5 0.962 0 0

17 2.06140031G 50 3940 0.999 Nhóm

2 21.5 0.962 0 0 0 0 21.5 0.962

18 2.06140033G 50 4800 0.999 Nhóm

2 21.5 0.962 0 0 21.5 0.962 0 0

19 2.06140035G 75 4440 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

20 2.06140037G 75 6270 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

21 2.06140039G 75 7440 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

22 2.06141153G 75 561.5 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

23 2.06141155G 75 5970 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

24 2.06144895G 50 3920 0.999 Nhóm

2 21.5 0.962 0 0 21.5 0.962 0 0

25 2.06145047G 50 2080 0.999 Nhóm 21.5 0.962 0 0 21.5 0.962 0 0

105

2

26 2.06145061G 25 528 0.999 Nhóm

2 10 1.455 10 1.455 0 0 0 0

27 2.06145397G 75 3240 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

28 2.06145728G 75 6810 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

29 2.06145730G 75 7620 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

30 2.06145732G 75 7620 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

31 2.06145917G 75 7650 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

32 2.06145919G 75 663 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0

33 2.06145921G 75 6420 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0

34 2.06145923G 50 3040 0.999 Nhóm

2 21.5 1.455 21.5 1.455 0 0 0 0

35 2.06145925G 75 4170 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0

36 2.06145927G 75 8430 0.999 Nhóm

2 32.5 1.427 32.5 1.427 0 0 0 0

37 2.06145929G 75 6720 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0

38 2.06145931G 50 1660 0.999 Nhóm

2 21.5 1.427 21.5 1.427 0 0 0 0

39 2.06145933G 75 7530 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

40 2.06145935G 75 6540 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

41 2.06145937G 75 6660 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

106

42 2.06145966G 50 5120 0.999 Nhóm

2 21.5 1.455 21.5 1.455 0 0 0 0

43 2.06145981G 50 7860 0.999 Nhóm

2 21.5 0.962 0 0 0 0 21.5 0.962

44 2.06145982G 75 7830 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

45 2.06146026G 15 508 0.999 Nhóm

2 5.5 0.246 0 0 0 0 5.5 0.246

46 2.06146051G 50 2780 0.999 Nhóm

2 21.5 1.455 21.5 1.455 0 0 0 0

47 2.06146061G 50 3580 0.999 Nhóm

2 21.5 0.951 21.5 0.951 0 0 0 0

48 2.06146071G 50 5440 0.999 Nhóm

2 21.5 1.427 21.5 1.427 0 0 0 0

49 2.06146133G 50 4700 0.999 Nhóm

2 21.5 0.251 21.5 0.251 0 0 0 0

50 2.06146134G 50 500 0.999 Nhóm

2 21.5 0 21.5 0 0 0 0 0

51 2.06146141G 25 3390 0.999 Nhóm

2 10 0.448 0 0 10 0.448 0 0

52 2.06146275G 50 3820 0.999 Nhóm

2 21.5 0.962 0 0 0 0 21.5 0.962

53 2.06146279G 50 4940 0.999 Nhóm

2 21.5 0.962 0 0 0 0 21.5 0.962

54 2.06146933G 75 14040 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

55 2.06146935G 75 13590 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

56 2.06148001G 75 6390 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

57 2.0614G0061 75 461 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

58 2.0614G0075 75 6420 0.999 Nhóm 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

107

2

59 2.0614G0077 75 673.5 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

60 2.0614G0079 75 986 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

61 2.0614G0080 75 8450 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

62 2.0614G0081 75 6350 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

63 2.0614G0099 75 6330 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

64 2.0614G0102 75 10740 0.999 Nhóm

2 32.5 0.125 32.5 0.125 0 0 0 0

65 2.0614G0103 75 9450 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0

66 2.0614G0105 75 7470 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 32.5 1.455 0 0 0 0

67 2.0614G0107 75 728 0.999 Nhóm

2 32.5 0.493 32.5 0.493 0 0 0 0

68 2.0614G0108 75 6780 0.999 Nhóm

2 32.5 3.984 32.5 3.984 0 0 0 0

69 2.0614G0111 75 5040 0.999 Nhóm

2 32.5 4.431 32.5 4.431 0 0 0 0

70 2.0614G0114 75 3720 0.999 Nhóm

2 32.5 5.371 32.5 5.371 0 0 0 0

71 2.0614G0121 75 7950 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

72 2.0614G0122 75 5370 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

73 2.0614G0124 75 7380 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

74 2.0614G0142 75 3842 0.999 Nhóm

2 32.5 0.313 32.5 0.313 0 0 0 0

108

75 2.0614G0143 75 731.5 0.999 Nhóm

2 32.5 4.431 32.5 4.431 0 0 0 0

76 2.0614G0144 75 7050 0.999 Nhóm

2 32.5 5.371 32.5 5.371 0 0 0 0

77 2.0614G0151 75 6320 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

78 2.0614G0157 75 5430 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

79 2.0614G0160 75 4725 0.999 Nhóm

2 32.5 1.924 32.5 1.924 0 0 0 0

80 2.0614G0162 75 4958.5 0.999 Nhóm

2 32.5 2.91 32.5 2.91 0 0 0 0

81 2.0614G0228 37.5 728 0.999 Nhóm

2 15 5.461 15 5.461 0 0 0 0

82 2.0614G0230 75 10140 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

83 2.0614G0234 75 6600 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

84 2.0614G0603 75 10100 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

85 2.0614G0605 75 11940 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

86 2.0614G0606 75 6240 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

87 2.0614G0832 75 1800 0.999 Nhóm

2 32.5 0.896 32.5 0.896 0 0 0 0

88 2.0614G0836 75 13170 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

89 2.0614G0837 75 7560 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

90 2.0614G0847 75 7080 0.999 Nhóm

2 32.5 0.895 32.5 0.895 0 0 0 0

91 2.0614G0850 75 7710 0.999 Nhóm 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

109

2

92 2.0614G0854 75 2670 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

93 2.0614G0859 75 7770 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

94 2.0614G0867 75 7410 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

95 2.0614G0868 75 7110 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

96 2.0614G0872 75 7470 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

97 2.0614G0873 75 2850 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

98 2.0614G0876 75 6720 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

99 2.0614G0879 75 3630 0.999 Nhóm

2 31.875 1.427 0 0 31.875 1.427 0 0

100 2.0614G0890 75 5490 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

101 2.0614G0895 75 5520 0.999 Nhóm

2 31.875 1.427 0 0 0 0 31.875 1.427

102 2.0614G0896 75 5940 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

103 2.0614G0898 75 4950 0.999 Nhóm

2 32.5 1.924 32.5 1.924 0 0 0 0

104 2.0614G0900 75 773 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 0 0 32.5 1.455

105 2.0614G0909 75 9660 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

106 2.0614G0926 75 7320 0.999 Nhóm

2 31.875 1.427 0 0 0 0 31.875 1.427

107 2.0614G0927 75 6840 0.999 Nhóm

2 31.875 1.427 0 0 0 0 31.875 1.427

110

108 2.0614G0928 75 7860 0.999 Nhóm

2 31.875 1.427 0 0 31.875 1.427 0 0

109 2.0614G0929 75 7620 0.999 Nhóm

2 32.5 0.895 32.5 0.895 0 0 0 0

110 2.0614G0930 50 1820 0.999 Nhóm

2 21.25 0.951 0 0 21.25 0.951 0 0

111 2.0614G0936 75 1050 0.999 Nhóm

2 31.875 1.427 0 0 0 0 31.875 1.427

112 2.0614G0965 25 4180 1.000 Nhóm

2 11 0.492 11 0.492 0 0 0 0

113 2.0614G0966 25 2970 1.000 Nhóm

2 11 0 0 0 11 0 0 0

114 2.0614G0967 25 2460 1.000 Nhóm

2 11 0.125 0 0 0 0 11 0.125

115 2.0614G0968 15 2434.5 0.999 Nhóm

2 5.5 2.014 5.5 2.014 0 0 0 0

116 2.0614G0969 25 3210 1.000 Nhóm

2 11 0 0 0 11 0 0 0

117 2.0614G0970 25 1920 1.000 Nhóm

2 11 0.125 0 0 0 0 11 0.125

118 2.0614G0971 37.5 2535 1.000 Nhóm

2 15 0.492 15 0.492 0 0 0 0

119 2.0614G0972 50 5640 1.000 Nhóm

2 21.5 0 0 0 21.5 0 0 0

120 2.0614G0973 37.5 728 1.000 Nhóm

2 15 0.125 0 0 0 0 15 0.125

121 2.0614G0974 37.5 1800 1.000 Nhóm

2 15 0.895 15 0.895 0 0 0 0

122 2.0614G0975 50 7920 1.000 Nhóm

2 21.5 0 0 0 21.5 0 0 0

123 2.0614G0976 50 4725 1.000 Nhóm

2 21.5 1.924 21.5 1.924 0 0 0 0

124 2.0614G0977 50 4455 1.000 Nhóm 21.5 0.251 0 0 0 0 21.5 0.251

111

2

125 2.0614G0978 50 736 1.000 Nhóm

2 21.5 0 0 0 21.5 0 0 0

126 2.0614G0979 25 1990 1.000 Nhóm

2 11 0.125 0 0 0 0 11 0.125

127 2.0614G0980 25 3460 1.000 Nhóm

2 11 0.895 11 0.895 0 0 0 0

128 2.0614I0262 75 7170 0.999 Nhóm

2 32.5 0.895 32.5 0.895 0 0 0 0

129 2.0614I0263 75 5310 0.999 Nhóm

2 32.5 1.455 0 0 32.5 1.455 0 0

130 3.06144987H 15 319 0.999 Nhóm

3 11.01 0.492 3.67 0.164 3.67 0.164 3.67 0.164

131 3.06145001H 33.33 471 0.999 Nhóm

3 89.01 3.984 29.67 1.328 29.67 1.328 29.67 1.328

132 3.06145145H 37.5 5281 0.999 Nhóm

3 99 4.431 33 1.477 33 1.477 33 1.477

133 3.06145176H 50 14501 0.999 Nhóm

3 120 5.37 40 1.79 40 1.79 40 1.79

134 3.06145177H 83.3 7101 0.999 Nhóm

3 201 8.997 67 2.999 67 2.999 67 2.999

135 3.06145178H 33.3 11051 0.999 Nhóm

3 89.01 3.984 29.67 1.328 29.67 1.328 29.67 1.328

136 3.06145179H 25 2311 0.999 Nhóm

3 65.01 2.91 21.67 0.97 21.67 0.97 21.67 0.97

137 3.06145291G 10 872 0.999 Nhóm

3 7 0.313 7 0.313 0 0 0 0

138 3.06145292G 37.5 1679 0.999 Nhóm

3 99 4.431 33 1.477 33 1.477 33 1.477

139 3.06145401H 50 9701 0.999 Nhóm

3 120 5.37 40 1.79 40 1.79 40 1.79

140 3.06145423G 25 22 0.999 Nhóm

3 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0

112

141 3.06145656G 50 3518 0.999 Nhóm

3 43 1.924 0 0 43 1.924 0 0

142 3.06145676F 50 1770 0.999 Nhóm

3 42.99 1.923 14.33 0.641 14.33 0.641 14.33 0.641

143 3.06145685H 75 1564 0.999 Nhóm

3 65.01 2.91 21.67 0.97 21.67 0.97 21.67 0.97

144 3.06145686H 53.3 2351 0.999 Nhóm

3 122.01 5.46 40.67 1.82 40.67 1.82 40.67 1.82

145 3.06145709H 133.3 17201 0.999 Nhóm

3 360 16.113 120 5.371 120 5.371 120 5.371

146 3.06145991H 15 754 0.999 Nhóm

3 11.01 0.492 3.67 0.164 3.67 0.164 3.67 0.164

147 3.06146131G 37.5 8461 0.999 Nhóm

3 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0

148 3.06146277G 50 13441 0.999 Nhóm

3 43 1.924 0 0 0 0 43 1.924

149 3.06146338H 25 1679 0.999 Nhóm

3 20.01 0.897 6.67 0.299 6.67 0.299 6.67 0.299

150 3.06146388H 25 738 0.999 Nhóm

3 20.01 0.897 6.67 0.299 6.67 0.299 6.67 0.299

151 3.06146398G 25 761 0.999 Nhóm

3 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

152 3.06146428H 15 18131 0.999 Nhóm

3 11.01 0.492 3.67 0.164 3.67 0.164 3.67 0.164

153 3.06146915G 25 669 0.999 Nhóm

3 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

154 3.06147057H 15 4 0.999 Nhóm

3 11.01 0.492 3.67 0.164 3.67 0.164 3.67 0.164

155 3.06149972H 53.3 10001 0.999 Nhóm

3 122.01 5.46 40.67 1.82 40.67 1.82 40.67 1.82

156 3.0614G0082 25 711 0.999 Nhóm

3 20.01 0.897 6.67 0.299 6.67 0.299 6.67 0.299

157 3.0614G0939 83.3 17401 0.999 Nhóm 122.01 5.46 40.67 1.82 40.67 1.82 40.67 1.82

113

3

158 4.06145056D 33.3 10988 0.980 Nhóm

4 89.01 3.984 29.67 1.328 29.67 1.328 29.67 1.328

159 4.06145451D 53.3 19787 0.980 Nhóm

4 122.01 5.46 40.67 1.82 40.67 1.82 40.67 1.82

160 4.06146403D 83.3 1964 0.980 Nhóm

4 201 8.997 67 2.999 67 2.999 67 2.999

161 4.06146878D 133.3 1969 0.980 Nhóm

4 360 16.113 120 5.371 120 5.371 120 5.371

162 4.06147113D 133.3 1757 0.980 Nhóm

4 360 16.113 120 5.371 120 5.371 120 5.371

163 4.0614G0848 25 4724 0.980 Nhóm

4 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

164 4.0614G0852 25 1624 0.980 Nhóm

4 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

165 5.06144890C 25 9775 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

166 5.06144900C 50 16897 0.980 Nhóm

5 43 1.924 0 0 43 1.924 0 0

167 5.06144901C 25 9126 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

168 5.06144920C 37.5 11109 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0

169 5.06144925C 37.5 17481 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0

170 5.06144930C 25 12765 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

171 5.06144935C 50 18808 0.980 Nhóm

5 43 1.924 0 0 43 1.924 0 0

172 5.06144955C 25 22336 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

173 5.06144960C 37.5 15893 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0

114

174 5.06144965C 25 11307 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

175 5.06144990C 15 5154 0.980 Nhóm

5 11 0.492 0 0 11 0.492 0 0

176 5.06144995C 25 11271 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

177 5.06144996C 25 5853 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

178 5.06145046C 50 21989 0.980 Nhóm

5 45 2.014 0 0 45 2.014 0 0

179 5.06145121C 37.5 18084 0.980 Nhóm

5 30 1.343 30 1.343 0 0 0 0

180 5.06145141C 25 17258 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

181 5.06145213C 15 16341 0.980 Nhóm

5 11 0.492 0 0 11 0.492 0 0

182 5.06145271C 37.5 22356 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0

183 5.06145311C 25 5609 0.980 Nhóm

5 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0

184 5.06145321C 25 4763 0.980 Nhóm

5 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0

185 5.06145336C 50 19833 0.980 Nhóm

5 43 1.924 43 1.924 0 0 0 0

186 5.06145366C 50 13209 0.980 Nhóm

5 43 1.924 43 1.924 0 0 0 0

187 5.06145396C 37.5 15402 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0

188 5.06145491C 25 16941 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0

189 5.06145506C 37.5 13088 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0

190 5.06145535C 25 7656 0.980 Nhóm 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0

115

5

191 5.06145536C 25 6953 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

192 5.06145551C 25 6362 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

193 5.06145556C 25 7421 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

194 5.06145605C 25 7949 0.980 Nhóm

5 11 0.492 0 0 11 0.492 0 0

195 5.06145606C 37.5 17345 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0

196 5.06145607C 37.5 6755 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0

197 5.06145651C 50 15016 0.980 Nhóm

5 43 1.924 0 0 43 1.924 0 0

198 5.06145653C 25 12311 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

199 5.06145655C 25 14275 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

200 5.06145706H 37.5 11383 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0

201 5.06145726C 15 5635 0.980 Nhóm

5 11 0.492 0 0 0 0 11 0.492

202 5.06145727C 25 12819 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

203 5.06145746C 25 8812 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

204 5.06145776C 25 11716 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

205 5.06145816C 25 14530 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

206 5.06145817C 15 5364 0.980 Nhóm

5 11 0.492 0 0 0 0 11 0.492

116

207 5.06145866C 37.5 13679 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 0 0 30 1.343

208 5.06145916C 25 8314 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

209 5.06146001C 50 37 0.980 Nhóm

5 43 1.924 0 0 43 1.924 0 0

210 5.06146002C 25 10537 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

211 5.06146021C 37.5 29777 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 30 1.343 0 0

212 5.06146081C 25 14541 0.980 Nhóm

5 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0

213 5.06146091C 25 10460 0.980 Nhóm

5 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0

214 5.06146181C 25 10423 0.980 Nhóm

5 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0

215 5.06146185C 25 10196 0.980 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

216 5.06146266C 15 14161 0.980 Nhóm

5 11 0.492 0 0 11 0.492 0 0

217 5.06146276C 37.5 17237 0.980 Nhóm

5 30 1.343 0 0 0 0 30 1.343

218 5.06146288G 75 4261 0.980 Nhóm

5 65 2.909 65 2.909 0 0 0 0

219 5.06146358C 25 9090 0.999 Nhóm

5 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0

220 5.06146359C 25 15508 0.999 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

221 5.06146918C 25 12783 0.999 Nhóm

5 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

222 5.06146920C 25 12240 0.999 Nhóm

5 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

223 5.06146948C 25 10038 0.999 Nhóm 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

117

5

224 5.06146998C 25 13972 0.999 Nhóm

5 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

225 5.06146999C 25 3485 0.999 Nhóm

5 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

226 5.06147005C 25 12164 0.999 Nhóm

5 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

227 5.06147007C 25 10227 0.999 Nhóm

5 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

228 5.06147038C 25 6037 0.999 Nhóm

5 20 0.895 0 0 0 0 20 0.895

229 5.06148788D 25 11247 0.999 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

230 5.06148789C 37.5 21257 0.999 Nhóm

5 30 1.343 30 1.343 0 0 0 0

231 5.06149925C 25 13055 0.999 Nhóm

5 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0

232 5.06149968C 15 9589 0.999 Nhóm

5 11 0.492 0 0 11 0.492 0 0

233 5.06149973C 25 8846 0.999 Nhóm

5 20 0.895 20 0.895 0 0 0 0

234 5.0614G0944 25 5292 0.999 Nhóm

5 20 0.895 0 0 20 0.895 0 0

235 2.0614I0653 250 10140 0.970 Nhóm

2 65 16.291 0 0 0 0 65 16.291

236 2.0614I0654 75 8700 0.970 Nhóm

2 65 16.291 0 0 0 0 65 16.291

237 2.0614I0655 250 4080 0.970 Nhóm

2 63.75 15.977 0 0 63.75 15.977 0 0

238 2.0614I0656 75 17100 0.970 Nhóm

2 65 16.291 0 0 0 0 65 16.291

239 2.0614I0657 250 16260 0.970 Nhóm

2 63.75 15.977 0 0 63.75 15.977 0 0

118

240 2.0614I0658 75 8460 0.970 Nhóm

2 63.75 15.977 0 0 63.75 15.977 0 0

241 2.0614I0659 75 1120 0.970 Nhóm

2 65 16.291 0 0 0 0 65 16.291

242 2.0614I0660 250 21420 0.970 Nhóm

2 63.75 15.977 0 0 0 0 63.75 15.977

243 2.0614I0661 75 9780 0.970 Nhóm

2 63.75 15.977 0 0 0 0 63.75 15.977

244 2.0614I0662 250 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0

245 2.0614I0663 37.5 30 0.972 Nhóm

2 31 7.51871 0 0 30 7.5187 0 0

246 2.0614I0664 75 65 0.970 Nhóm

2 65 16.2905 0 0 65 16.291 0 0

247 2.0614I0665 37.5 30 0.973 Nhóm

2 32 7.51871 0 0 0 0 30 7.5187

248 2.0614I0666 37.5 30 1.000 Nhóm

2 311 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0

249 2.0614I0667 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0

250 2.0614I0668 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0

251 2.0614I0669 75 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137

252 2.0614I0670 75 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0

253 2.0614I0671 75 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137

254 2.0614I0672 75 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0

255 2.0614I0673 75 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0

256 2.0614I0674 75 30 0.976 Nhóm 34 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0

119

2

257 2.0614I0675 75 30 0.978 Nhóm

2 35 7.51871 0 0 30 7.5187 0 0

258 2.0614I0676 75 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137

259 2.0614I0677 75 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0

260 2.0614I0678 75 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0

261 2.0614I0679 75 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137

262 2.0614I0680 75 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0

263 2.0614I0681 50 43 0.970 Nhóm

2 43 10.7768 0 0 43 10.777 0 0

264 2.0614I0682 75 65 0.970 Nhóm

2 65 16.2905 0 0 0 0 65 16.291

265 2.0614I0683 50 43 0.970 Nhóm

2 43 10.7768 43 10.777 0 0 0 0

266 2.0614I0684 50 43 0.970 Nhóm

2 43 10.7768 0 0 43 10.777 0 0

267 2.0614I0685 75 65 0.970 Nhóm

2 65 16.2905 0 0 0 0 65 16.291

268 2.0614I0686 37.5 30 0.979 Nhóm

2 36 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0

269 2.0614I0687 50 43 0.970 Nhóm

2 43 10.7768 0 0 43 10.777 0 0

270 2.0614I0688 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137

271 2.0614I0689 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0

272 2.0614I0690 15 11 0.945 Nhóm

2 8 2.75686 0 0 11 2.7569 0 0

120

273 2.0614I0691 50 43 0.970 Nhóm

2 43 10.7768 43 10.777 0 0 0 0

274 2.0614I0692 75 65 0.970 Nhóm

2 65 16.2905 65 16.291 0 0 0 0

275 2.0614I0693 37.5 30 0.972 Nhóm

2 31 7.51871 0 0 30 7.5187 0 0

276 2.0614I0694 37.5 30 0.976 Nhóm

2 34 7.51871 0 0 0 0 30 7.5187

277 2.0614I0695 37.5 30 0.973 Nhóm

2 32 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0

278 2.0614I0696 50 43 0.970 Nhóm

2 43 10.7768 0 0 0 0 43 10.777

279 2.0614I0697 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0

280 2.0614I0698 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0

281 2.0614I0699 50 43 0.970 Nhóm

2 43 10.7768 0 0 0 0 43 10.777

282 2.0614I0700 75 65 0.970 Nhóm

2 65 16.2905 65 16.291 0 0 0 0

283 2.0614I0701 15 11 0.997 Nhóm

2 36 2.75686 0 0 11 2.7569 0 0

284 2.0614I0702 75 65 0.970 Nhóm

2 65 16.2905 0 0 65 16.291 0 0

285 2.0614I0703 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137

286 2.0614I0704 75 65 0.970 Nhóm

2 65 16.2905 65 16.291 0 0 0 0

287 2.0614I0705 50 43 0.970 Nhóm

2 43 10.7768 0 0 43 10.777 0 0

288 2.0614I0706 75 65 0.970 Nhóm

2 65 16.2905 0 0 0 0 65 16.291

289 2.0614I0707 75 65 0.970 Nhóm 65 16.2905 65 16.291 0 0 0 0

121

2

290 2.0614I0708 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0

291 2.0614I0709 37.5 30 0.972 Nhóm

2 31 7.51871 0 0 0 0 30 7.5187

292 2.0614I0710 37.5 30 0.973 Nhóm

2 32 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0

293 2.0614I0711 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0

294 2.0614I0712 37.5 30 0.976 Nhóm

2 34 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0

295 2.0614I0713 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 22 5.5137 0 0

296 2.0614I0714 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137

297 2.0614I0715 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0

298 2.0614I0716 37.5 30 0.973 Nhóm

2 32 7.51871 0 0 30 7.5187 0 0

299 2.0614I0717 37.5 30 0.973 Nhóm

2 32 7.51871 30 7.5187 0 0 0 0

300 2.0614I0718 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0

301 2.0614I0719 37.5 30 0.972 Nhóm

2 31 7.51871 0 0 30 7.5187 0 0

302 2.0614I0720 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 0 0 0 0 22 5.5137

303 2.0614I0721 25 22 0.970 Nhóm

2 22 5.51372 22 5.5137 0 0 0 0

Documents

1. Lý do chọn đề tài … · 1. Lý do chọn đề tài Ngành Điện là một trong những ngành nghề đặc thù của xã hội, với phương châm "Điện đi