Báo cáo nghiên cứu khoa học KHẢO sát ẢNH HƯỞNG của các NGUỒN THUỶ điện vừa và NHỎ đến CHẾ độ vận HÀNH của lưới điện PHÂN PHỐI TỈNH GIA LAI

KHẢO SÁT ẢNH HƯỞNG CỦA CÁC NGUỒN
THUỶ ĐIỆN VỪA VÀ NHỎ ĐẾN CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH
CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH GIA LAI
INVESTIGATE THE INFLUENCE OF MINI AND MICRO HYDRO- POWER
PLANTS ON THE OPERATION MODE OF GIA LAI DISTRIBUTION
NETWORK ( s ửa lại nh ư tr ên)

LÊ QUANG TRƯỜNG
Điện lực Gia Lai
ĐINH THÀNH VIỆT
Trường Đại học Bách khoa, Đại học Đà Nẵng

TÓM TẮT
Bài báo trình bày thuật toán, phương pháp tìm điểm mở tối ưu các mạch vòng, phân tích và
lựa chọn các phương thức vận hành hợp lý và khảo sát ảnh hưởng của các nguồn thuỷ điện
vừa và nhỏ đến lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai.
ABSTRACT
This paper presents an algorithm and a method to determine the optimal open points of loops,
analyses and selects the proper modes of operation as well as investigates the influence of
mini and micro hydro-power plants on the distribution network of Gia Lai province.

1. Đặt vấn đề
Gia Lai là một tỉnh cao nguyên, miền núi có tiềm năng lớn về thuỷ điện. Ngoài các nhà
máy thuỷ điện lớn phát điện vào lưới truyền tải điện quốc gia thì Gia Lai có hàng chục nhà
máy thuỷ điện vừa và nhỏ. Hầu hết các nhà máy này đều không có hồ chứa (ngoại trừ thuỷ
điện Ayun Hạ có hồ chứa điều tiết ngày) được đấu nối và
Nhập công suất phụ tải ở các chế
phát điện trực tiếp vào lưới điện phân phối do Điện lực Gia
độ Pmax, Ptb, Pmin và công suất
Lai quản lý. Trong công tác điều độ lưới điện, việc tính
phát thuỷ điện trong mùa mưa và

toán phân bố công suất, tìm điểm mở mạch vòng, chọn các
mùa nắng
phương thức vận hành lưới điện và nghiên cứu ảnh hưởng
của các nguồn thuỷ điện nhỏ nối vào lưới điện phân phối
tỉnh Gia Lai ở mùa nắng và mùa mưa đóng một vai trò
Đóng tất cả các DCL trong sơ đồ
để tạo lập lưới điện kín
quan trọng trong việc khai thác triệt để nguồn thuỷ năng,
cải thiện chất lượng điện, giảm được tổn thất điện năng và
nâng cao độ tin cậy vận hành của lưới điện.
Giải bài toán phân bố công suất
Để phân tích ảnh hưởng của các nguồn thuỷ điện nhỏ
đến phương thức vận hành lưới điện cần phải tính toán các
chế độ xác lập khác nhau trong ngày (cực đại, trung bình,
Tính tổn thất điện năng lưới điện
cực tiểu) trong điều kiện chọn điểm mở mạch vòng hợp lý.
2. Chọn điểm mở tối ưu mạch vòng lưới điện
phân phối tỉnh Gia Lai trong điều kiện có nhiều nguồn
thuỷ điện nhỏ
2.1. Chọn sơ đồ lưới điện dùng để tính toán lựa
chọn điểm mở tối ưu
Đối với lưới điện phân phối được cấp điện từ hệ
thống điện quốc gia kết hợp với các nhà máy thuỷ điện

So sánh để chọn chế độ vận hành
của lưới điện có tổn thất điện
năng trong năm lớn nhất
Hình 1. Các bước chọn chế độ vận hành của
lưới dùng để tìm điểm mở tối ưu

nhỏ, tổn thất điện năng ngoài phụ thuộc vào chế độ tải còn phụ thuộc nhiều vào chế độ phát
của các thuỷ điện vào lưới.
Xét một lưới điện phân phối, giả sử kết quả tính tổn thất điện năng của lưới trong các
phương án được cho trong bảng tổng hợp sau:
Bảng tổng hợp tổn thất điện năng
Chế độ phát của
A
Chế độ phụ tải
các NM thuỷ điện
(kWh/năm)
Pmax
A1
PTĐmax (mùa mưa)
Pt.bình
A2
Pmin
A3
Pmax
A4
PTĐmin (mùa mưa)
Pt.bình
A5
Pmin
A6
Từ bảng tổng hợp trên ta cần chọn phương án mà lưới điện có Amax làm phương án để
tính toán chọn điểm mở tối ưu.
Nhập công suất trung bình phụ tải và
Việc tìm các điểm mở tối ưu
công suất phát của các thuỷ điện ở chế

ứng với việc xác định được
độ phát hạn chế vào mùa nắng
cấu hình lưới điện hợp lý có
Pmin trong phương án có
Amax để có thể giảm thiểu
Đóng tất cả các DCL trong lưới điện
được tổn thất điện năng trong
lưới ứng với chế độ có thể gây
thiệt hại kinh tế nặng nhất cho
Giải bài toán phân bố công suất
điện lực. Đối với các phương
án khác các điểm mở tối ưu có
thể khác với phương án có
Mở 1 DCL trên một mạch vòng có
Amax, tuy nhiên trong điều
dòng điện đi qua là bé nhất
kiện vận hành thực tế khó có
thể thay đổi điểm mở liên tục
Đóng DCL
trong mỗi ngày đêm, nên các
vừa mở, mở
Giải bài toán phân bố công suất cho
điểm mở thường được đặt gần
DCL khác có
lưới điện mới
dòng điện bé
như cố định cho đến khi xuất
nhất
tiếp theo
hiện những thay đổi lớn trong

cấu hình lưới hoặc thông số
có
tải... thì mới tính lại. Thuật
Vi phạm các điều
kiện vận hành
toán tính chế độ xác lập có thể
xem trong các tài liệu tham
không
khảo [2-3].
2.2. Phương pháp chọn
không
Lưới điện hình tia
điểm mở mạch vòng tối ưu
Để tăng cường độ tin cậy
có
cung cấp điện, lưới điện phân
phối thường có cấu trúc vòng.
Kết quả
Nhưng trong thực tế lưới điện
thường được vận hành ở dạng
Hình 2. Thuật toán chọn điểm mở
hở, hình tia để đảm bảo việc
tối ưu


vận hành đơn giản, trình tự phục hồi lại kết cấu lưới sau sự cố được dễ dàng, ít gặp khó khăn
trong việc lập kế hoạch cắt điện cục bộ, thuận lợi trong phương thức bảo vệ rơle.
Trong một mạch vòng kín có nhiều dao cách ly (DCL) cần tính toán chọn DCL nào mở
để đưa lưới điện về trạng thái vận hành ở dạng hình tia với hàm mục tiêu tổn thất công suất
trong mạng là bé nhất, nhưng vẫn đảm bảo các điều kiện khác như: cung cấp điện đầy đủ cho

phụ tải; không gây quá tải các phần tử trong hệ thống; điện áp của các nút phải nằm trong giới
hạn cho phép.
Trong bài báo ứng dụng thuật toán heuristic của Civanlar được trình bày trong [1] để
tìm điểm mở tối ưu trong lưới điện. Nội dung chính của thuật toán là “Đóng tất cả các DCL
trong sơ đồ để tạo lập lưới điện kín, sau đó giải bài toán phân bố công suất và tiến hành
mở lần lượt các DCL trên mạch vòng kín có dòng điện chạy qua là bé nhất cho đến khi
lưới điện có dạng hình tia”. Thuật toán cụ thể được trình bày trên hình 2.
Thứ tự ưu tiên chọn mạch vòng kín để tính toán và mở DCL là từ các mạch có dòng tải
lớn nhất đến mạch có dòng tải bé hơn.
3. Tìm điểm mở mạch vòng tối ưu, tính toán các chế độ xác lập của lưới điện phân
phối tỉnh Gia Lai và phân tích ảnh hưởng của các nguồn thuỷ điện nhỏ đến tổn thất điện
năng.

Ptb = (36,6 → 51,8) MW
Thời gian: 6h – 17h (11 giờ)

BIỂU ĐỒ PHỤ T ẢI NGÀY ĐIẺN HÌNH
70
60
Công suất (MW)

3.1. Biểu đồ phụ tải điển hình
lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai
Pmax = (44,5 → 63,6) MW
Thời gian: 17h→ 22h (5 giờ)

Pmin = (23,2 → 31,5) MW
Thời gian: 22h → 6h (8 giờ)

50

40
30
20
10
0

3.2. Tìm chế độ vận hành của
phụ tải và máy phát thuỷ điện để chọn
sơ đồ tính điểm mở tối ưu

1

3

5

7

9

11 13 15 17
T hời gian (giờ)

19 21

23

Kết quả tính tổn thất điện năng trong các chế độ khác nhau được cho ở bảng dưới đây:
Chế độ
vận hành

Mùa mưa
PT max
PT t.bình
PT min
Mùa nắng
PT max
PT t.bình
PT min

ΣPf

ΣQf

ΣPf

ΣQf

(TĐ)

(TĐ)

ΣPpt

ΣQpt

ΣQb

ΔP

ΔP

Thời
gian

Thời
gian

ΔA

MW

MVAR

MW

MVAR

MW

MVAR

MVAR

MW

%

h/ngày

ng/năm

kWh

65.46
41.46
24.72

33.84 22.16
18.53 22.16
9.23 22.16

65.9
41.59
24.69

37.89
19.59
9.11

6.30
6.30
6.30

16.62 64.00
16.62 40.32
16.62 23.68

31.00
19.53
11.47

4.50 1.46 2.22
4.50 1.09 2.64
4.50 1.02 4.11

5
11
8

4.73 64.00
4.73 40.32
4.73 23.68

31.00
19.53
11.47

4.50 1.9 2.88
4.50 1.22 2.94
4.50 0.99 3.99

5
11
8

4,117,500
150 1,095,000
150 1,798,500
150 1,224,000
6,630,600

215 2,042,500
215 2,885,300
215 1,702,800

Trong chế độ phụ tải trung bình và công suất phát của các nhà máy thuỷ điện nhỏ nhất
(vào mùa nắng) thì tổn thất điện năng là lớn nhất. Vì vậy ta chọn chế độ phụ tải trung bình và
lúc các nhà máy thuỷ điện nhỏ phát công suất hạn chế (vào mùa nắng) để xét tìm điểm mở tối
ưu trong lưới.


3.3. Tìm điểm mở tối ưu, tính toán phân tích ảnh hưởng của thuỷ điện nhỏ
Lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai có thể chia làm 25 mạch vòng độc lập và kết quả quá
trình tìm điểm mở tối ưu theo thuật toán đã nêu ở mục 2.2 có thể tóm tắt trong bảng sau:
Mạch
vòng
1

2

3

4

5

6

7

Công suất Chọn điểm mở

(MVA)
Đóng tất cả các DCL trong sơ đồ (toàn bộ lưới vận hành kín) và tính công suất chảy qua các
DCL trong mạch vòng: MC 471/E42 → DCL 471-71 → MC 477 Diệp Kính → LBS 40010 → MC 477 Cầu số 3 → MC 477/E41 (mạch vòng giữa TBA 110kV Diên Hồng và TBA
110kV Biển Hồ)
DCL 471-71/E42
4,33
MC 477 Diệp Kính
0,61
MC 477 Diệp Kính
LBS 400-10
1,07
MC 477 Cầu số 3
1,57
Mở MC 477 Diệp Kính, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: MC
473/E41 → DCL 400-8 → MC 477 Cầu số 3 → MC 477/E41 (mạch vòng của 2 xuất tuyến
của cùng TBA 110kV Biển Hồ)
DCL 400-8
0,58
DCL 400-8
MC 477 Cầu số 3
1,57
Mở DCL 400-8, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: MC 477/E41
→ MC 477 Cầu số 3 → MC 477 Tô Vĩnh Diện → LBS 138/19-4 Đông Y → DCL 106-4
UB Trà Đa → DCL 057-4 Sư 320 → MC 475/E41 (mạch vòng của 2 xuất tuyến của cùng
TBA 110kV Biển Hồ)
MC 477 Cầu số 3
1,67
MC 477 Tô Vĩnh Diện
2,25
LBS 138/19-4 Đông Y

1,85
DCL 106-4 UB Trà Đa
0,58
DCL 106-4 UB Trà Đa
DCL 057-4 Sư 320
1,26
Mở DCL 106-4 UB Trà Đa, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng:
MC 477/E41 → MC 477 Cầu số 3 → LBS 400-9 → MC 474 KS Ia Ly → LBS 400-13 →
MC 474/E42 (mạch vòng giữa TBA 110kV Diên Hồng và TBA 110kV Biển Hồ)
MC 477 Cầu số 3
1,88
LBS 400-9
0,38
LBS 400-9
MC 474 KS Ia Ly
1,32
LBS 400-13
0,98
Mở LBS 400-9, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: MC 474/E42
→ DCL 400-15 → DCL 400-14 → LBS 400-12 → MC 473/E41 (mạch vòng giữa TBA
110kV Diên Hồng và TBA 110kV Biển Hồ)
DCL 400-15
0,9
DCL 400-15
DCL 400-14
1,3
(mở DCL 400-14 để đảm bảo XT 474/E42
LBS 400-12
1,57
chỉ cấp điện ưu tiên cho trung tâm T.phố)

Mở DCL 400-14, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC
473/E42 → MC 473/E41 (mạch vòng giữa TBA 110kV Diên Hồng và TBA 110kV Biển
Hồ)
MC 473/E42
0,71
MC 473/E42
MC 473/E41
1,83
Mở MC 473/E42, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC
474/E42 → DCL 400-15 → MC 472/E42
MC 474/E42
0,63
DCL 400-15
0,4
DCL 400-15
MC 472/E42
1,38
(đề nghị đấu nối tại điểm 85 để XT 472/E42 cấp
điện cho Trung tâm TP)
Dao cách ly


8

9

10

11

12

13

14

15

Mở DCL 400-15, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC
473/E41 → DCL 400-12 → DCL 400-11→ MC 477 Cầu số 3 → MC477/E41
DCL 400-12
1,8
DCL 400-11
1,31
DCL 400-11
MC 477 Cầu số 3
2,07
Mở DCL 400-11, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC
471/E42 → DCL 471-71 → LBS 400-5 → MC 471 Gốc Vông → DCL 138/52/36-4 T.Thất
Tùng → LBS 138/19-4 Đông Y → MC 477 Tô Vĩnh Diện → MC 477 Cầu số 3→ MC
477/E41
DCL 471-71/E42
5,73
LBS 400-5
3,77
MC 471 Gốc Vông
2,82
138/52/36-4 TTT
0,26
138/52/36-4 TTT

138/19-4 Đông Y
1,02
MC 477 T. V Diện
1,41
MC 477 Cầu số 3
2,29
Mở DCL 138/52/36-4 TTT, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng:
Vòng MC 477/E42 → DCL 477-791 → MC 474/E42
MC 477/E42
0.77
DCL 477-791
0.07
DCL 477-791
MC 474/E42
0.41
Mở DCL 477-791, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC
471/E42 → LTD 400-2 → LTD 471-72 → LTD 400-1 → MC 471/E41
LTD 400-2
1.38
LTD 471-72
1.38
(mở LTD 471-72 phân vùng cấp điện cho các
huyện)
LTD 400-1
0.72
LTD 400-1
Mở LTD 471-72, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC
475/E42 → MC 475 Nguyễn Viết Xuân → LBS 400-16 → DCL 471-71 → MC 471/E42
MC 475 NV Xuân
1.78

MC 475 NV Xuân
LBS 400-16
1.78
DCL 471-71/E42
6.32
Mở MC 475 NVX, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC
475/E42 → MC 475 Trà Bá → DCL 400-51 → LBS 400-7 → LBS 400-5 → DCL 47171→ MC 471/E42
MC 475 Trà Bá
0.6
MC 475 Trà Bá
DCL 400-51
0.93
LBS 400-7
4.74
LBS 400-5
4.74
DCL 471-71/E42
5.69
Mở MC 475 Trà Bá, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC
475/E42 → DCL 400-19 → MC 471 An Mỹ → DCL 121-4 Chư Á → MC471 Gốc Vông
→ LBS 400-5 → DCL 471-71 → MC 471/E42
DCL 400-19
0.66
DCL 400-19
MC 471 An Mỹ
1.53
DCL 121-4 Chư Á
2.63
MC 471 Gốc Vông
3.03

LBS 400-5
4.78
DCL 471-71/E42
5.24
Mở DCL 400-19, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng TC
C41/F7 → MC 475 Làng Lang → TC C41/F19 → LBS 128/1-4 Bàu Cạn → TC C41/F7
MC 475 Làng Lang
1.84
DCL 128/1-4 Bàu Cạn
0.22
DCL 128/1-4 Bàu Cạn


16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

Mở DCL 128/1-4 Bàu Cạn, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng:
Vòng MC 477/F19 → DCL 400-57 → MC 475/F19
MC 477/F19
0.92
DCL 400-57
0.39
DCL 400-57
MC 475/F19
0.14
Mở DCL 400-57, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC
473 Đức Cơ → MC 475/F16 → MC 471/F16 → MC 473 Ia Lang
MC 473 Đức Cơ
0.93
MC 475/F16
0.93
FCO 471-7/F16
0.71
FCO 471-7/F16
MC 473 Ia Lang
0.71
Mở FCO 471-7/F16, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng
473-7/F16 → DCL 159/1-4 C8/Đức Cơ → DCL 471-782/Ia Grai → MC 471/E41
DCL 159/1-4 C8
0.81
DCL 159/1-4 C8
DCL 471-782
0.81

Mở DCL 159/1-4 C8, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng
FCO 471-7/E44 → DCL 400-6 → FCO 473-7/E44
FCO 471-7/E44
1.63
DCL 400-6
0.69
DCL 400-6
FCO 473-7/E44
2.95
Mở DCL 400-6, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC
476/E50 → LBS 476 Phú Cường → MC 473 Ayun Hạ → DCL 400-2 → MC 471 Nguyễn
Huệ → FCO 471-7/E44
LBS 476 Phú Cường
0.67
LBS 476 Phú Cường (DCL ranh giới 2 huyện)
MC 473 Ayun Hạ
0.76
DCL 400-2
0.5
MC 471 Ng Huệ
0.3
Mở LBS 476 Phú Cường , tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng:
Vòng FCO 471-7/E44 → MC 471 Nguyễn Huệ → DCL 473-72 → FCO 473-7/E44
MC 471 Ng Huệ
0.3
DCL 473-72/E44
0.24
DCL 473-72/E44
Mở DCL 473-72/E44, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng
TC C31/F4 → DCL 300-12 → DCL 300-22 → TC C32/F4

DCL 300-12
1.69
DCL 300-22
1.69
DCL 300-22
Mở DCL 300-22, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng TC
C33/F4 → DCL 373-71 → DCL 300-32 → TC C33/F4
DCL 373-71
0.69
DCL 373-71
DCL 300-32
0.69
Mở DCL 373-71, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC
371/E42 → DCL 300-6 → DCL 300-8 → TC C31/F7
DCL 300-6
3.4
DCL 300-6
DCL 300-8
3.4
Mở DCL 300-6, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC
372/E50 → DCL 300-7 → MC 373/F7
DCL 300-7
2.36
MC 373/F7
1.13
MC 373/F7

Kết quả chọn 25 điểm mở tại các DCL trên các mạch vòng độc lập của lưới điện ở trên
sẽ ứng với phương thức vận hành cơ bản của lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai.
Các kết quả tính toán tổn thất công suất của lưới điện trong các chế độ khác nhau ứng

với các điểm mở đã chọn trong điều kiện huy động hết nguồn nước được tóm tắt trong bảng
sau:


Chế độ
phụ tải
Pmax
Pt.bình
Pmin

ΣPphát
(MVA)
62,4+j26,9
40,6+17,3
22,6+j6,0

Pthuỷ điện (MVA)
Pphụtải
Qb
ΔP
Mùa mưa Mùa khô
(MVA)
(MVAR)
(MVA)
22,8+j7,6
1,34+j1,98
60,7+j23,1
8,36+j2,74
1,04+j1,28
22,8+j7,6

0,75+j1,30
39,7+J15,1
8,36+j2,74
0,39+j0,49
22,8+j7,6
0,56+j1,09
21,9+j4,2
8,36+j2,74
0,16+j0,22

ΔP (%)
2,21
1,72
1,91
1,02
2,58
0,72

Để đánh giá ảnh hưởng của lần lượt các nguồn thuỷ điện nhỏ đến lưới điện phân phối
tỉnh Gia Lai (xét truờng hợp các thuỷ điện phát hết công suất -vào mùa mưa đối với các chế
độ phụ tải cực đại, trung bình và cực tiểu trong ngày) ta khảo sát thêm tổn thất công suất của
lưới trong những trường hợp theo thứ tự sau: không có thuỷ điện nhỏ phát vào lưới (lưới phân
phối nhận điện lưới Quốc gia); lần lượt đưa các nguồn thuỷ điện nhỏ phát vào lưới phân phối.
Các kết quả thu được như sau:
TĐ nhỏ
QG
D5
I6
I3
I2

3200
10500 240
1200
PTĐ (kW)
0
3200
13700 13490 15140
ΣPTĐ
(kW)
Trường hợp phụ tải cực đại Pmax = 60,7 MW
ΔPlưới
(kW)
1120 1128 1413 1404 1398
Trường hợp phụ tải trung bình Pt.bình = 39,7 MW
ΔPlưới
(kW)
410
429
740
736
734
Trường hợp phụ tải cực tiểu Pmin = 22,5 MW
ΔPlưới
(kW)
141
168
495
494
494

I10

I9

I1

I5

I7

I8

I4

1800
16940

1600
18540

600
19140

300
19440

270
19710

150

19860

3000
22860

1403

1421

1428

1408

1364

1354

1342

744

767

776

768

747

742

759

508

534

544

542

535

532

566

(QG: lưới điện quốc gia; D5, I6,...: ký hiệu viết tắt của các nguồn thuỷ điện nhỏ)

4. Kết luận

- Qua đường cong tổn
thất công suất của lưới điện
phân phối tỉnh Gia Lai đối với
từng nhà máy thuỷ điện phát
điện lên lưới cho thấy: các
thuỷ điện có công suất tương
đối nhỏ so với công suất phụ

1,6 0 0

Ảnh hưởng của các thuỷ điện nhỏ đến tổn thất công suất lưới điện
phân phối Gia Lai
PT max

1,4 0 0

Tổn thất công suất (kW)

- Thông qua việc tính
toán các chế độ xác lập của
lưới điện phân phối và áp dụng
giải thuật heuristic và tối ưu
hoá của Civanlar [1] trong bài
báo đã xác định được các điểm
mở tối ưu trên lưới và đây là
cơ sở để xác định phương
thức vận hành cơ bản cho lưới
điện phân phối tỉnh Gia Lai.

1,2 0 0

1,0 0 0

PT trung bình
800

600

PT min

400

200

0
0

500 0

10 0 0 0

150 0 0

2 0 00 0

Tổng công suất phát các thuỷ điện nhỏ (kW)

250 0 0


tải của xuất tuyến mà nó nối vào và nếu càng gần phụ tải thì có tác dụng tích cực là làm giảm
đáng kể tổn thất công suất trên lưới. Một số nhà máy có công suất lớn hơn công suất phụ tải
của xuất tuyến mà nó đấu nối vào nếu càng xa phụ tải thì khi phát lên lưới sẽ làm tăng tổn thất
công suất trên lưới. Đây có thể là một tham khảo trong công tác qui hoạch và thiết kế để xem
xét, tính toán và quyết định đấu nối các nhà máy thuỷ điện vừa và nhỏ vào lưới điện phân
phối hiện có hay đấu nối vào lưới điện truyền tải cho phù hợp.
- Hiện tại trên lưới điện có 20 bộ tụ bù tĩnh trung thế với tổng công suất 6000 kVAR.
Trong chế độ phụ tải cực tiểu mà các thuỷ điện phát hết công suất lên lưới trong mùa mưa thì
sẽ có hiện tượng phát ngược công suất phản kháng qua các MBA 110kV lên lưới điện truyền

tải 110kV.

TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]
[2]
[3]
[4]

S.Civanlar, J.J.Graiger, H.Yin, S.S.H. Lee, Distribution Feeder Reconfiguration For
Loss Reduction, IEEE Transactions on Power Dilivery, Volum 3, No.3, July 1988.
Hadi Saadat, Power System Analysis, Mc Graw-Hill, Singapore, 1999.
Đinh Thành Việt, Tính toán chế độ xác lập của Hệ thống điện miền Trung, Đề tài
NCKH cấp Bộ, Đại học Đà Nẵng, 2002.
Trần Bách, Lưới điện và Hệ thống điện, tập 1, NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội,
2000.